7.1.3 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。 7.1.4 在机组发生故障时，对运行值班员发布的命令，应以不离开原来岗位就能 执行为原则。
7.1.5 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。 7.1.6 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的时间内，应延时交接班；在未签写交接班日志 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。 7.1.7 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，如实地详细地记录在交接班记录簿上。
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。 7.1.8 与处理故障无关人员，应远离故障现场。
7.2 事故停机
7.2.1 发生下列情况之一时，应破坏真空事故停机：
7.2.1.1 汽轮机转速上升至3360r/min而危急保安器不动作。 7.2.1.2 机组突然发生强烈振动。
7.2.1.3 汽轮机内部发生明显的金属声音。
7.2.1.4 汽轮机发生水冲击。 7.2.1.5 轴封内发生火花。
7.2.1.6 汽轮发电机组任何一个轴承断油或冒烟，或轴承油杯回油温度突然上升 至极限值。 ?
7.2.1.7 轴承油压下降至极限值。
7.2.1.8 转子轴向位移达极限值。
7.2.1.9 发电机或励磁机冒烟、冒火。 7.2.1.10 油箱油位下降至极限值。
7.2.1.11 任何一块推力瓦块温度突然上升至极限值。
7.2.1.12 汽轮机油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。 7.2.1.13 主蒸汽、再热蒸汽或给水管道破裂，危及机组安全时。 7.2.2 发生下列情况之一时，应进行不破坏真空事故停机：
7.2.2.1 主蒸汽或再热蒸汽温度上升至555～565℃且运行时间在10min及以 上，或上升至565℃以上。
7.2.2.2 机组载荷150MW以上，主蒸汽温度下降至480℃及以下，或再热蒸汽温 度下降至450℃及以下。
7.2.2.3 机组处于启动分离器已切除至载荷150MW之间的区段内运行，主蒸汽 或再热蒸汽的过热度在100℃以下。
7.2.2.4 机组带启动分离器运行，主蒸汽或再热蒸汽的过热度在50℃及以下。 7.2.2.5 主蒸汽或再热蒸汽温度突降50℃及以上，或两侧偏差达50℃及以上。
7.2.2.6 主蒸汽压力上升至17.6MPa(179kgf/cm2)及以上。 7.2.2.7 凝汽器真空下降至63kPa(470mmHg)。 7.2.2.8 胀差达极限值。
7.2.2.9 发电机冷却水中断。 7.2.2.10 发电机漏水。
7.2.2.11 锅炉紧急停炉联动跳闸汽轮机保护不动作。
7.2.2.12 厂用电源全部失去(无备用自合闸或备用自合闸不成功)。
7.2.2.13 汽轮机组无蒸汽运行时间超过1min。
7.2.2.14 汽轮机、锅炉全部失去热控仪表电源或汽轮机失去热控仪表电源(机组运 行正常)，时间30min内未能恢复电源；或汽轮机失去热控仪表电源导致机组异 常运行。
7.2.3 破坏真空事故停机操作步骤如下：
7.2.3.1 手动危急遮断器或按“紧急停机”按钮。检查确认汽轮机转速下降， 高、中压自动主汽门及调节汽门、抽汽逆止门关闭，联动保护动作正常。 7.2.3.2 启动交流润滑油泵。
7.2.3.3 开启真空破坏门，关闭抽气器空气门，通知锅炉值班员不可向凝汽器排 汽、水。
7.2.3.4 关闭电动主闸门，将同步器、启动阀关至“0”。 7.2.3.5 维持凝结水系统循环。 7.2.3.6 完成其他停机操作。
7.2.4 不破坏真空故障停机操作步骤如下：
7.2.4.1 手动危急遮断器或按“紧急停机”按钮。检查确认汽轮机转速下降， 高、中压自动主汽门及调节汽门、抽汽逆止门关闭，联动保护动作正常。 7.2.4.2 启动交流润滑油泵。
7.2.4.3 关闭电动主闸门，将同步器、启动阀关至“0”。 7.2.4.4 如果是凝汽器真空下降或厂用电源失去而故障停机，应通知锅炉值班员 不可向凝汽器排汽、水。
7.2.4.5 维持凝结水系统循环。 7.2.4.6 完成其他停机操作。 7.3 蒸汽参数不符合额定规范
7.3.1 蒸汽参数不符合额定规范时，按表14规定处理(表14为A152-2产品)：
表14
7.3.2 汽压、汽温同时下降时，按汽温下降进行处理。 7.3.3 运行中发现蒸汽参数不符合额定规范时，除了按上述规定处理外，还应加 强监视机组振动、轴向位移、推力瓦块温度、金属温度、胀差、并检查机组有否 异常声音。
7.4 凝汽器真空下降
7.4.1 真空不同程度下降时的处理要点见表15。
表15 单位：kPa(mmHg)
7.4.2 真空下降的处理：发现凝汽器真空下降时应对照就地真空表、低压缸排汽 温度及凝结水温度，并检查热工信号报警情况，分析、判断真空下降原因，进行 下列处理：
7.4.2.1 检查当时机组有无影响真空下降的操作，如有应立即停止。 7.4.2.2 检查循环水有否断水或减水现象，并进行下列操作：
a.如循环水断水，应迅速减荷，并根据真空下降程度，
随时准备不破坏真空故障停机。停机后关闭循环水进水门，一般应待低压缸排汽 温度下降至50℃左右时，再向凝汽器内进循环水。另外还要检查汽轮机的自动 排汽门是否动作。
b.如虹吸作用破坏，应增加循环水量或启动备用射水泵和射水抽气器，恢复 虹吸作用。
c.如真空逐渐下降，循环水温升增大，应增加循环水量，恢复正常真空。 d.由于循环水进口滤网堵塞，循环水系统运行方式不当或切换时误操作，以 及没有排尽管段中存贮的空气，均会发生循环水断水或减水现象，应注意检查防 止。 7.4.2.3 检查轴封汽压，汽压过低应及时调整，并检查各轴封供汽，使之正常。 如轴封配汽联箱汽温过低，原因可能是除氧器满水，此时应降低除氧器水位，并 开启有关轴封汽管、轴封配汽联箱的疏水门进行充分疏水。
7.4.2.4 检查运行射水泵和射水抽气器工作是否正常，根据情况启动备用射水泵 和射水抽气器。
7.4.2.5 检查凝汽器水位是否升高，根据水位升高情况启动备用凝结水泵。分析 水位升高的原因，针对不同原因及时处理。
7.4.2.6 由于空气漏入凝汽器汽侧和真空下运行的管道引起的真空下降，一般较 为缓慢，应启动备用射水泵和射水抽气器，并分析真空下降的原因，针对不同原 因及时处理。
7.5 油系统运行失常
7.5.1 油压、油温失常时的处理要点见表16。
表16
7.5.2 油系统运行失常的具体处理方法如下：
7.5.2.1 运行中主油泵的声音失常，但油系统中的油压正常时，应仔细倾听主油 泵及各有关部件的声音，注意油压变化，将不正常情况汇报班长、值长。必要时 应破坏真空事故停机。 ?