汽轮机常见故障分析及处理
发布日期：2018-10-24 浏览次数：97397
1事故处理原则
1 机组发生故障时，运行人员应按照下面的所述方法顺序处理，消除故障
2 事故发生时应按照“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。
3 据仪表指示、LCD显示、光字牌报警、DCS显示及故障打印和机组外部现象，确定设备已发生故障。
4 发生事故在值长的领导下，运行人员迅速地按照规程处理事故，各岗位应及时联系，密切配合，并将故障情况和采取的措施及时逐级汇报，以防止故障扩大。
5 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应解列或停用故障设备。
6 迅速查清故障原因，采取正确的措施，消除故障。同时应注意保持非故障设备的继续运行。
7 处理故障时要镇静，分析要周密，判断要正确，处理要果断，行动要迅速。接到命令应复诵，如果没有听清或听懂，应问清楚后再执行，命令执行后应及时向发令人汇报。
8 机组发生故障时，有关领导必须到现场监督处理，并给予运行人员必要的指示，除特殊情况外这些指示应通过值长发布。
9 运行值班员对所发现的异常现象疑惑不解时，必须及时汇报上一级领导，共同实地的观察研究查清原因。当发现在本规程内没有规定的故障现象时，运行人员必须根据自己的知识加以分析、判断，主动采取对策，并尽快汇报上一级领导。
10 从机组发生故障起，到机组恢复正常运行状态为止，运行人员应坚守工作岗位。假如故障发生在交接班时间内，应延时交接班；在未签写接班日志前，交班的运行人员应继续工作，接班人员可在交班人员的主持下协助故障处理，但不可擅自操作，直到机组恢复正常运行状态或接到值长准予交接班的命令为止。
11 故障消除后，各岗位运行人员应分别将机组故障现象、时间、地点、及处理经过情况，如实详细地记录在交接班记录簿上。
12 班后会议应对所发生的故障进行讨论分析，必要时可由有关领导召开“故障分析”会议，或由值长召开全值的“故障分析”会议。
13 与处理故障无关人员，应远离故障现场。
2运行中遇有下列情况时，应立即破环真空紧急停机
1 汽轮机转速超过3330r/min，危急保安器未动作。
2 机组突然发生强烈振动，轴承振动突然增加0.05mm。
3 汽轮机内部明显发出金属撞击声和摩擦声。
4 汽轮机组发生水冲击。
5 轴封、挡油环处冒火花。
6 机组任一轴承断油、冒烟、轴承回油温度急剧上升超过75℃。
7 油系统着火不能很快扑灭时，严重威胁机组安全。
8 主油箱油位突然急剧下降到最低油位以下时。
9 轴向位移突然增大超过+1.0mm或-1.2mm，推力瓦金属温度急剧上升到95℃。
10 轴承润滑油压下降到0.06MPa，启动直流油泵无效时。
11 发电机、励磁机冒烟、着火。
12 再热蒸汽、主给水及油系统管道或附件破裂，无法隔离，危急人身或设备安全时。
13 抗燃油压低于9.8MPa。
14 抗燃油位低于230mm。
15抗燃油温低于20℃
3运行中遇有下列情况可不破坏真空故障停机
1. 主蒸汽温度升高到545℃运行30min，不能恢复或超过545℃时。
2 主蒸汽温度下降至432℃时。
3 汽轮机无蒸汽运行超过1min。
4 主蒸汽压力升高到13.73MPa,连续运行30min不能恢复或超过13.73MPa时。
5 排汽装置真空下降超过极限值0.67Kpa/min。
6 主要汽水管道破裂，不能维持运行。
7 高、中压主汽门、调速汽门门杆卡涩，调整无效时。
8 调节级后蒸汽压力超过允许值。
4汽轮机超速
现象：
1 机组负荷突然甩到零，机组发出不正常声音。
2 机组转速超过规定值并继续上升。
3 主油泵出口压力，安全油压，及润滑油压增加。
4 机组振动增大。
原因：
1 汽轮机调节系统工作不正常，存在缺陷。
2 汽轮机油质不良，使调节系统和保安系统拒动，失去了保护作用。
3 未按规定的时间和条件进行危急保安器的试验，危急保安器动作转速发生变化。
4 因蒸汽品质不良，主汽门和调速汽门门杆结垢，造成汽门卡涩而不能关闭。
5 抽汽逆止门，高排逆止门失灵，造成高加疏水汽化或公用系统蒸汽进入汽轮机。
处理：
1 机组甩负荷到零后，转速达到3090r/min，检查高、中压调门及抽汽逆止门关闭，否则应故障停机，转速维持3000r/min，查明原因并消除，将机组并列，任一参数达到掉闸数值应故障停机。
2 机组转速升至3300～3360r/min，检查机械超速保护或电磁阀超速保护应动作。否则应手动打闸停机，确认高中压主汽门应关闭，各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，并检查各抽汽电动门以及三抽至除氧器、辅汽联箱电动门。切断汽轮机各种进汽，立即开启真空破坏门紧急停机。
3 汽轮机与外界系统隔绝后，汽轮机转速仍没有降至脱离危险的程度或不再下降时，应通知锅炉立即熄火，开主、再热蒸汽对空排气阀。
4 汽轮机超速停机后应消除引起超速的原因，并经校验合格后方可重新启动，再次启动时应加强对机组的全面检查，发现异常应立即查明原因并加以消除。
5汽轮机断叶片
现象：
1 汽轮机通流部分发生异音或瞬间发出清晰金属撞击声。
2 机组振动增大。
3 同负荷下，各监视段压力升高。
原因：
1 材料强度不够或制造工艺不良。
2 周波超出范围，长期运行使叶片振动频率不合格。
3 机组负荷变化频繁，使叶片材料发生疲劳。
4 蒸汽参数过低或水冲击，末级叶片过负荷或长期喘振。
处理：
1 象征明显，确信叶片断落，应立即破坏真空紧急停机。
2 运行中不明显的断叶片象征，应根据监视段压力及机组振动情况加以判断，适当减负荷，及时汇报有关领导。
6轴向位移增大
现象：
1.轴向位移增大至+0.8mm、-1.0mm报警。
2.推力瓦温度急剧升高，回油温度升高。
3.机组振动增大。
4.胀差指示相应变化。
原因：
1 主蒸汽参数降低。
2 机组突然甩负荷。
3 汽轮机发生水冲击。
4 真空大幅度降低。
5 推力瓦磨损、断油。
6 蒸汽品质不合格，叶片严重结垢。
处理：
1 发现轴向位移增大，立即核对推力瓦温度、推力回油温度，确认轴向位移增大，汇报值长，适当减负荷，使轴向位移及回油温度、推力轴承温度恢复正常。
2 检查监视段压力，不应高于规定值，否则应汇报值长，适当减负荷。
3 若是主蒸汽参数不合格，引起轴向位移增大，应立即调整锅炉燃烧，恢复正常参数。
4 减负荷无效，轴向位移达+1.0mm、-1.2mm，保护动作，按紧急停机处理。
5 推力瓦断油或推力瓦任一温度超过95℃，回油温度超过75℃，应紧急停机。
6 若因断叶片、汽机水冲击，机组振动超限，应紧急停机。
7 轴向位移上升到极限值保护不动作时，应紧急停机。
7直接空冷排汽装置真空下降
现象：
1 “排汽装置真空”指示下降，就地真空表， CRT显示排汽装置真空下降。
2 CRT显示汽轮机排气温度上升。
3 排汽装置真空低”声光报警。
4 同负荷下进汽量增加或进汽量不变负荷下降。
原因：
1 风机工作不正常、系统阀门误操作，造成风量不足。
2 轴封供汽量不足，或轴封供汽带水。
3 排汽装置水位过高。
4 水环真空泵及气水分离器工作失常。
5 水环真空泵工作水温高。
6 真空系统泄漏或系统阀门误操作。
7 轴加无水位。
8 散热片散热效果不好。
处理：
1 发现排汽装置真空下降，迅速核对各排汽温度，确定真空下降。
2 排汽装置真空下降，应适当降低机组负荷直至报警消失，及时查明原因进行处理。
3 当汽轮机排汽装置压力降至30Kpa时，检查备用真空泵应自启动，否则手操启动备用真空泵。
4 检查真空泵分离器水位、水温是否正常。
5 检查风机系统：
(1) 检查风机运行是否正常，否则切换备用风机或增开一台风机。
(2) 检查风机出口电动门，若误关，应手动开启。
(3) 检查风机压力是否正常，若风机压力低，检查风机系统是否泄漏、堵塞。
6 检查轴封系统，若轴封母管压力低,检查轴封两路汽源是否正常,及时调整轴封母管压力至正常。
7 检查排汽装置水位是否高,若水箱水位高,应尽快查明原因进行处理。
8 检查低压抽汽法兰、低压缸结合面是否有漏气的地方，真空系统是否严密，若真空系统泄漏，则进行封堵，并联系检修处理。
9 检查真空破坏门是否误开。
10 检查各真空门及法兰是否漏气。
11 若汽轮机背压升至55Kpa，汽轮机跳闸，否则手动跳闸，按事故停机步骤处理。
8汽轮机水冲击
现象：
1 高、中压缸上下缸温差内缸大于35℃，外缸大于50℃。
2 轴向位移、振动、差胀指示增大报警，推力瓦块温度明显升高，汽轮机声音异常。
3 加热器满水，加热器水位异常报警。
4 抽汽管振动，有水击声，抽气管道法兰有白色蒸汽冒出。
5 主、再热蒸汽温度急剧下降。
6 主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，主汽门、调速汽门门杆处冒白汽。
原因：
1 锅炉汽包满水。
2 汽包压力急剧下降，造成蒸汽带水。
3 锅炉汽温调整不当。
4 机组启动时，本体疏水、轴封系统疏水及各有关蒸汽管道疏水不畅。
5 加热器满水,抽汽逆止门不严。
6 除氧器满水。
7 炉水品质不合格，蒸汽带水（汽水共腾）。
8 旁路系统减温水门未关严。
9 主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。
处理：
1 汽轮机高、中压缸上下缸温差内缸达35℃，外缸达50℃，应检查原因。
2 开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀，加强本体疏水。
3 发现水冲击时，必须迅速果断地破坏真空紧急停机。立即开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水门进行充分疏水。记录汽轮机惰走时间，惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。
4 如由于加热器或除氧器满水引起水冲击，还应立即停用该加热器或除氧器，并从系统中隔放水。
5 汽轮机静止后投盘车，应严格执行停机时盘车运行规定，停机后加强本体疏水。
6 汽轮机进水紧急事故停机后，经检查机组无异常，同时机组符合热态启动条件，经总工批准方可重新启动。
7 汽轮机符合启动条件后，启动汽轮机。在启动过程中，应注意监视轴向位移、振动、轴承温度等参数及汽轮机本体的有关蒸汽管道疏水情况，如汽轮机重新启动时发现有异音或动静摩擦声，应立即破坏真空停机。
8 汽轮机进水时，如汽轮机轴向位移、胀差、轴承温度达掉闸值、惰走时间明显缩短或汽轮机内部有异音，应停机检查。
9机组发生异常振动
现象：
1 控制屏显示振动值增大。
2 机组发出异音，润滑油压、油温异常。
3 “轴振动大”声光报警。
4 就地轴承振动增大。
原因：
1 油温异常，引起油膜振荡。
2 进入轴瓦油量不足或中断，油膜破坏。
3 蒸汽参数、机组负荷骤变。
4 A、B侧主汽门、调门开度不一致，蒸汽流量偏差大。
5 汽缸两侧膨胀不均匀。
6 滑销系统卡涩。
7 汽缸金属温差大引起热变形或大轴弯曲。
8 轴封损坏或轴端受冷而使大轴弯曲。
9 叶片断落或隔板变形。
10 转子部件松动或转子不平衡。
11 推力瓦块损坏，轴向位移增大或轴瓦间隙不合格。
12 前轴承箱内运转部件脱落。
13 转子弯曲值较大，超过规定值。
14 空冷系统真空低。
15 发电机引起振动。
16 汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动。
17 油中含有杂质，使轴瓦乌金磨损或油中进水、油质乳化。
处理：
1 机组突然发生强烈振动，或清楚听出机组内部发出金属撞击声或磨擦声，应迅速破坏真空紧急停机。
2 运行中发生异常振动
(1) 发现轴承振动逐渐增大，测轴振超过0.125mm或瓦振动超过0.05mm汇报值长，设法消除振动，如轴振超过0.250mm，轴瓦振动超过0.1mm，振动保护动作,否则停机。
(2) 运行中突然听到机组内部发生冲击声，或凝结水导电度突然增大，同负荷下监视段压力升高，振动明显增大，应立即破坏真空紧急停机。
(3) 当瓦振变化±0.015mm或轴振变化±0.015mm应查明原因设法消除，当瓦振动达到0.05mm时报警，当瓦振突然增加0.05mm时，应立即打闸停机。
(4) 负荷变动时，应降低负荷直至振动消除。
(5) 如不能直接查清振动原因，应采取降低负荷的措施，若振动或异音仍不能消除，汇报值长及有关领导共同研究处理。
3 启动、停机时发生异常振动。
(1) 启动升速中，500r/min以下转子偏心超过0.07mm；在中速时，瓦振超过0.05mm应立即打闸停机。机组通过临界转速时，瓦振超过0.10 mm或轴振超过0.25mm,应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机，汇报值长，查明原因，消除后方能重新启动。
(2) 在盘车状态时,当端部轴封或通流部分发生摩擦应禁止启动，汇报值长和有关领导,待查明原因后,接值长命令方可重新启动。
(3) 停机过程中，端部轴封或汽缸内部清楚听到摩擦声，应破坏真空紧急停机,汇报值长。
(4) 因异常振动停机，应注意惰走时间及仔细倾听机组内部声音，加强连续盘车时间。
10汽轮机油系统异常
油压下降
1 发现油压下降，应立即查明油压下降的原因，系统有无漏油现象。
2 若润滑油压下降，油位正常，检查冷油器或溢流阀是否故障，并及时联系处理，启动润滑油泵，维持正常油压，如油压继续下降，应按规程规定作停机处理。
3 安全油压下降，油位正常，则可能是内部高压油管泄漏或主油泵工作失常所致，这时应启动启动油泵，维持正常油压，否则影响机组安全运行时应停机。
4 如外部油管路泄漏，在积极联系处理的同时，还应做好防火工作。
油位下降
1 当油位突然下降时，应检查系统管道是否破裂，油箱放油门、取样门是否误开，油泵盘根是否大量漏油。
2 油位下降到－180mm，应及时联系补油，汇报值长，做好防火措施。
3 当补油无效时，油位未降到最低停机值以前应汇报值长，启动交流润滑油泵进行故障停机。油位下降到－260mm时，应紧急停机。
11汽轮发电机轴承温度高
现象：
1 控制屏显示轴承温度高报警。
2 就地轴承回油温度升高。
原因：
1 润滑油温度高或压力低，油质不合格。
2 轴承进、出油管堵塞。
3 轴承动静摩擦。
4 轴封漏汽过大。
5 振动引起油膜破坏，润滑不良。
处理：
1 任一轴承温度升高2—3℃，应查明原因设法消除。
2 轴承温度高报警，应加强监视。
3 各轴承温度普遍升高，若润滑油压力低，按润滑油压下降处理，若润滑油压力正常，应检查运行冷油器出入口阀门状态是否正确，调节润滑油温至正常值。
4 个别轴承温度高，就地倾听轴承内有无金属摩擦声和观察轴承回油情况，当温度高报警时应减小负荷。
5 若轴封压力高，轴封漏汽量大，应检查轴封供汽调节阀，调节轴封压力至正常值。
6 推力瓦块温度在同一负荷下升高2—3℃，应及时检查负荷、汽温、轴向位移、真空、振动，必要时减小负荷。
7 油质恶化应投入油净化装置进行滤油。
8 机组任一轴承断油、冒烟或轴承回油温度急骤上升超过75℃时，应破坏真空故障停机。
12汽轮机大轴弯曲
现象：
1 汽轮机发生异常振动。
2 轴端汽封冒火花或形成火环。
3 停机后轴承惰走时间明显缩短。
4 停机后盘车投不上或盘车电流较正常值大，且周期性变化。
5 停机后大轴偏心值大。
原因：
1 启动前转子偏心度超过规定范围。
2 上下缸温差大。
3 进汽温度低。
4 汽缸进冷汽、冷水。
5 机组振动超过规定值时，未立即打闸停机时。
6 盘车装置未能及时投入。
处理：
1 机组出现异常振动时，应立即查找原因汇报值长，设法消除振动。
2 机组振动达到停机值或轴封冒火花时，应立即破坏真空故障停机。
3 停机后立即投入盘车运行，关闭汽机本体疏水，严密监视上下缸温差及盘车电流、偏心值等参数，严防冷水、冷汽进入汽轮机，将汽轮机与外界系统可靠隔离。
4 停机后当轴封摩擦严重，应将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差监视转子弯曲度正常后，再手动盘车180度，以确认转子弯曲度正常，投入连续盘车，当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。
5 停机后因盘车故障时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采取手动盘车180度，待盘车正常后及时投入连续盘车。
6 停机后连续盘车不少于4小时，汽机上下缸温差、盘车电流、转子偏心值达到启动条件，汇报值长方可重新启动，启动时严密监视转子振动偏心值等参数，发现异常立即打闸停机。
13汽机油系统着火的处理
1 发现主油箱油位及各油压异常变化时，应迅速查明原因，如油系统漏油引起，应查明泄漏点并设法消除，同时设法与周围热体部分和运行设备隔离。防止油系统着火，同时联系检修人员进行处理。
2 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油时，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。
3 油系统着火后，应立即切断火势危及的设备电源，然后进行灭火，并立即通知消防人员。
4 若着火不能迅速扑灭时，火势严重危及设备及人身安全时，应立即破坏真空紧急停机。若润滑油系统着火无法扑灭而停机，保证轴承正常润滑的前提下，降低润滑油压，以减少漏油量；火灾特别严重的，根据具体情况，在征得值长同意后，也可停用润滑油泵。
5 火势威胁主油箱或机头平台、厂房、临机安全时，在打闸停机后应开启主油箱事故放油门，在转子静止前维持最低允许油位，转子静止后放净存油。
14厂用电全部中断
现象
1 交流照明灯熄灭，直流事故照明灯亮，给水泵跳闸，所有运行辅机电流表指到零。停止转动。
2 6KV母线电压到零，控制室喇叭和声、光报警；汽温汽压及真空迅速下降。
3 锅炉MFT动作，汽机跳闸，发电机负荷到零。
处理
1 启动直流润滑油泵，紧急停机。
2 解除电动设备联锁，复位按钮。并要求电气尽快恢复电源。
3 手动关闭三抽电动门，再依次关闭各抽汽电动门。
4 按紧急停机顺序进行停机操作，但停机过程中不得开启旁路系统。
5 转子静止后，若盘车无电，应每隔相等时间手动盘车180°。
15厂用电局部中断
原因：某段厂用电母线失电，另一路备用电源自动合闸不成功。
现象：故障段母线所带辅机全部停止运行，声光报警，电源电压指示为零。
处理
1 检查备用辅机应联动正常，否则手动抢合。
2 将跳闸辅机操作按钮切换至停止位置，解除其联锁开关。将联动辅机操作开关置合闸位置并解除其联锁，解除声光报警信号。
3 汇报值长，要求尽快恢复电源。
4 对于无备用设备的辅机跳闸时，应采取措施不要使其不利影响扩大。
5 同时，机组降负荷运行以避免事故扩大。
16热控电源消失
现象：
1 热控电源指示灯灭。
2 仪表指示异常，各指示灯灭。
3 电动门、调整门失去电源，各自动调节失灵。
4 机组各保护、联锁不能动作。
处理
1 立即联系热工，恢复电源，并检查监视就地一次仪表，将自动调节改为手动调节。
2 汇报值长，尽量保持机组负荷稳定。
3 尽量避免调整，根据就地表计指示及各辅机电源表等监视设备运行情况、就地情况，从就地进行必要调整。
4 当系统或设备异常影响主要设备安全时，汇报值长，故障停机。
5 在30分钟内，热控电源不能恢复，故障停机。
6 机、炉热控电源同时消失，应故障停机。
17DCS故障的处理
1 当全部操作员站故障时(所有监控机“黑屏”或“死机”),应立即停机。
2 当部分操作员站故障时,应由可用操作员站继续承担机组监控任务(此时应停止重大操作),同时迅速联系热工人员，排除故障。
3 辅机控制器或相应电源故障时,可切换至后备手动方式运行并迅速处理系统故障,若条件不允许则应将有关辅机退出运行,解除备用。
4 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措施。
18汽压不变，主蒸汽、再热蒸汽温度异常
现象
1 主、再热蒸汽温度表变化。
2 DEH-CRT DCS-CRT显示报警
原因：
1 主、再热蒸汽减温器调节失灵。
2 锅炉汽包满水。
3 锅炉燃烧不稳定，燃烧工况变化。
4 机组负荷大幅度变化。
5 炉膛结焦或积灰时。
处理
1 锅炉进行调整，维持机侧主蒸汽不超过540℃。
2 汽温545℃运行超过30min不能恢复正常，按故障停机处理。主、再热蒸汽温度超过545℃，立即打闸停机。
3 在运行中主、再热蒸汽温度变化时，应注意机组振动、声音、胀差、轴向位移及汽轮机上下缸温差。
4 主、再热蒸汽低于520℃时，锅炉进行调整恢复汽温。
5 主、再热蒸汽低于510℃时，开始减负荷运行。
6 主、再热蒸汽温度降至500℃时，开启电动主汽门疏水。
7 主、再热蒸汽温度降至490℃时，开启主蒸汽导管、汽机本体疏水，并对金属温度、轴向位移、推力温度加强监视。
8 主、再热蒸汽温度降至460℃时，减至负荷“0”。
9 主、再热蒸汽温度降至460℃以下仍不能恢复时，应打闸停机。
10 主汽温度10min内下降30℃,应开启主、再热蒸汽管道及本体疏水，汇报值长，并对机组振动、轴向位移、胀差严密监视。
11 10min内汽温变化超过50℃时应立即打闸停机。
19汽温不变，主蒸汽、再热蒸汽压力异常
现象
1 主、再热蒸汽压力表变化。
2 DEH-CRT DCS-CRT显示报警。
3 投入协调控制时，机组负荷相应变化。
原因
1 控制系统故障。
2 机组负荷骤变。
处理
1 若控制系统故障，引起主、再热蒸汽压力异常，应调节燃烧量，恢复主、再热蒸汽压力。
2 若机组负荷变化过快引起主、再热蒸汽压力异常，应设法稳定负荷、待主、再热蒸汽压力恢复后，再进行负荷变动。
3 若主、再热蒸汽压力高，可增加机组负荷使压力恢复至正常。
4 主蒸汽压力升至13.73Mpa，连续运行30分钟不能恢复或超过13.73Mpa时应打闸停机。
5 主蒸汽压力降到12.6Mpa以下汽轮机减负荷至主蒸汽压力恢复到12.6Mpa以上，否则应手操以加大负荷变化率减负荷。
6 主、再热蒸汽压力变化时，应注意机组振动、声音、差胀、轴向位移及汽轮机上、下缸温差。
7 汽压下降时应控制各监视段压力不超过最高允许值。
20机组甩负荷，发电机解列，OPC电磁阀动作
现象：
1 负荷到零，发电机解列，各抽汽逆止门电动门关闭，并发信号
2 OPC保护动作，高、中压调速汽门关闭后开启到空负荷位置，转速回降至3000r/min左右。
3 汽轮机运行声音突变，转速升高。
处理：
1 通过DEH，维持3000r/min，根据锅炉需要及汽机状况，投入旁路。
2 关闭三抽至辅汽联箱电动门，检查关闭各抽汽电动门。
3 维持除氧器水位正常，关闭本机三抽电动门，除氧器汽源改为辅汽联箱供汽，调整排汽装置水位,检查排汽缸喷水是否投入。
4 视情况切换汽轮机轴封供汽。
5 全面检查机组各部无异常，汇报值长并列带负荷。
21发电机解列，危急遮断器动作
现象
1 负荷到零，发电机解列，机组超速危急遮断器动作。
2 高、中压主汽门、调速汽门、各抽汽逆止门电动门、高排逆止门关闭，机组声音突变，转速升高后又下降。
3 主蒸汽压力升高，蒸汽流量表指示接近零。
处理
1 当转速降至3000r/min，解除启动油泵联锁开关，启动润滑油泵运行。
2 根据锅炉需要及汽机状况，投入旁路。
3 维持除氧器、排汽装置水位正常，除氧器倒备用汽源。
4 全面检查机组及时将轴封供汽切至备用汽源，记录堕走时间。
5 转速到零，真空到零，停轴封供汽。
6停机后，查明调速系统工作失常原因，消除并试验正常后，方可重新启动
22汽轮机保护动作，发电机未解列
现象：
1 某一保护动作，发出信号，功率到零或显示负值。
2 高中压主汽门、调速汽门、抽汽逆止门电动门、高排逆止门关闭。
3 发电机未解列，转速不变。
处理：
1 保护动作后，检查排汽缸冷却水投入，机组无蒸汽运行不应超过1min，否则应立即拉开发电机出口开关，解列停机。
2 检查确认汽机保护动作原因，按紧急停机或故障停机处理。
3 汽机保护动作若为误动，应通知热工人员，查明原因迅速消除。
4 故障消除后，经试验正常，方可重新启动。
23DEH故障
现象：
1“DEH电源故障”声光报警。
2 DEH—CRD显示“主电源故障”、“备用电源故障”。
3 DEH—CRD显示“DEH电源故障”灯亮。
4 DEH操作盘“操作员自动“灯灭。
5 DEH操作盘“手动“指示亮。
6 DEH—CRD显示“转速故障“。
原因：
1 计算机交流电源失去。
2计算机故障或VCC卡发生故障。
3 在升降汽轮机转速（大范围转速控制时），DEH转速反馈通道中有两个通道故障。
处理：
1 注意监视汽轮机润滑油温、轴承回油温度、轴向位移、胀差、振动等变化在正常范围内。
2 若DEH电源消失，汽轮机自动脱扣，否则应手动脱扣。