7.5.2.2 油箱油位和油压同时下降时应检查压力油管道及冷油器是否漏油。如发 现漏油应设法在运行中消除，并根据油箱油位进行加油。
7.5.2.3 油箱油位下降，油压不变时应检查从油箱引出的油管道及回油管道、冷 油器、油泵轴封是否漏油。如发现漏油应设法在运行中消除，并根据油箱油位进 行加油。
7.5.2.4 油压下降，油箱油位不变时应检查油箱内、轴承室内的压力油管道是否 漏油，油系统滤网是否堵塞，主油泵及注油器工作是否正常，备用油泵逆止门是 否严密，疏油门是否误动作。如发现上述不正常情况应设法消除，必要时可启动 备用油泵。如调节系统油管道漏油，还应注意调节系统工作是否正常。
7.5.2.5 油箱油位升高时应进行油箱底部放水。必要时化验油中水成分，并分析 原因进行调整或处理。
7.5.2.6 油温升高时作如下处理：
a.如各轴承油杯回油温度普遍升高，应增加冷油器冷却水流量。必要时可对 冷油器冷却水室排放空气，清洗冷却水滤网及冷油器水侧。
b.如个别轴承油杯回油温度升高，应检查油压、油流是否正常。如轴封漏汽 引起异常，应严密监视并采取适当措施。如有脏物进入轴承油管或轴瓦故障，引 起出口油温急剧升高，甚至使轴承断油冒烟。应按规定进行破坏真空事故停机。 c.运行中任一点推力瓦块温度上升，应分析原因，必要时可减低负荷或适当 调整抽汽运行方式，并检查轴向位移、推力轴承工作面与非工作面回油温度差是 否正常。
7.5.3 备用油泵运行失常时的处理方法如下：
7.5.3.1 汽轮机在启动过程中如转速在2000r/min及以上，调节油泵故障且自动主 汽门未关闭时，应立即启动交流润滑油泵，并迅速升至全速。否则，应立即停 机。 7.5.3.2 正常停机前发现各备用油泵均有故障，应立即修复一台油泵后停机。 7.5.3.3 汽轮机在启动过程中如转速在2000r/min以下，或在停机过程中，如发现 任一备用油泵故障，应尽可能保持轴承在有润滑油条件下进行停机。 7.6 汽轮机转子轴向位移增大
7.6.1 轴向位移增大一般有下列原因： 7.6.1.1 负荷或蒸汽流量增加。
7.6.1.2 抽汽运行方式变化使抽汽压差上升。 7.6.1.3 通流部分损坏。 7.6.1.4 汽轮机水冲击。
7.6.1.5 蒸汽温度、压力下降。 7.6.1.6 电网频率下降。 7.6.1.7 叶片结垢严重。 7.6.1.8 凝汽器真空下降。 7.6.1.9 推力瓦块磨损。
7.6.1.10 发电机转子串动。
7.6.2 轴向位移增大的处理方法如下： 7.6.2.1 发现转子轴向位移增大时，应特别注意推力瓦块温度和推力轴承油杯回 油温度，并加强检查汽轮机运行情况，倾听机组有无异声，测量振动是否上升。
7.6.2.2 当转子轴向位移上升至报警值时，应汇报班长、值长，采取减低负荷或 适当调整抽汽运行方式，使转子轴向位移下降至正常。
7.6.2.3 如转子轴向位移上升并伴有不正常的响声，剧烈振动，应破坏真空事故 停机。
7.6.2.4 转子轴向位移上升至极限值，应破坏真空事故停机。 7.7 汽轮机水冲击 7.7.1 水冲击的现象有：
7.7.1.1 主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降。
7.7.1.2 从蒸汽管道法兰、阀门密封圈、汽轮机轴封、汽缸结合面处冒出白色的 湿汽或溅出水滴。
7.7.1.3 清楚地听到蒸汽管道或汽轮机内有水击声。
7.7.1.4 推力瓦块温度和推力轴承油杯回油温度上升；轴向位移增大； 金属温度突然下降；胀差往负方向变化；机组振动剧烈。 以上现象不一定同时出现。 7.7.2 水冲击的处理方法如下：
7.7.2.1 发现水冲击时，必须迅速果断地进行破坏真空紧急停机。并应开启汽轮 机本体及有关蒸汽管道疏水门进行充分疏水。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，并待其从系统中切除后放水。 7.7.2.2 记录惰走时间。惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。
7.7.2.3 如在惰走时未听出异声，又未察觉转动部分有摩擦声音，且惰走时间、 推力瓦块温度、推力轴承油杯回油温度和轴向位移均正常，同时机组符合热态启 动条件，可进行启动。但汽轮机本体及蒸汽管道应充分疏水。冲转、升速时应特 别小心，并仔细倾听汽轮机内部声音。 ?
如汽轮机启动正常，可以带上负荷。带上负荷时，应随时检查轴向位移、推 力瓦块温度、推力轴承油杯回油温度、胀差和机组振动数值。
如汽轮机启动时，发现汽轮机内部有异声或转动部分发生摩擦，应破坏真空 事故停机，揭缸检查。 7.7.2.4 水冲击时，如轴向位移增大至极限值或推力瓦块温度和推力轴承油杯回 油温度上升，或惰走时间较正常破坏真空停机时缩短，应停机检查推力轴承，并 根据推力轴承的情况，决定是否揭缸检查。 7.8 不正常的振动和异声
7.8.1 机组突然发生强烈振动，或汽轮机内部发生明显金属声音时，应破坏真空 事故停机，并注意惰走时间，倾听汽轮机内部声音。
7.8.2 机组轴承振动值较正常运行值增加0.03mm以上，应减荷或停机。 7.8.3 当机组的振动值增加或发生不正常声音时，根据需要减荷直到振动减小至 正常为止。同时分析原因并设法消除，还应作下列检查： 7.8.3.1 润滑油压是否下降。
7.8.3.2 冷油器出油温度是否过高或过低。 7.8.3.3 轴承油杯回油温度是否过高。 7.8.3.4 蒸汽温度是否骤变。
7.8.3.5 高、中压自动主汽门及调节汽门开启是否正常。
7.8.3.6 汽轮机汽缸两侧膨胀是否均匀。 7.8.3.7 发电机转子进水压力和流量是否正常。 7.8.3.8 电气方面的原因。 7.9 频率变化
7.9.1 频率变化的处理方法如下：
7.9.1.1 当频率下降时，应注意一次油压及调节油压下降的情况，必要时启动调 节油泵。
7.9.1.2 当频率变化时，应加强监视辅机的运行情况，如因频率下降引起出力不 足、电动机过热等现象，视需要可启动备用辅机。
7.9.1.3 频率下降时，应加强检查发电机定子和转子的冷却水压力、流量、温度 及进出风温等运行情况。
7.9.1.4 频率上升时，应注意汽轮机转速上升情况并及时处理。 7.10 负荷骤变
7.10.1 负荷骤变的现象如下： 7.10.1.1 功率表指示骤变。
7.10.1.2 二次油压、调节汽门开度变化。
7.10.1.3 调节级压力、各级抽汽压力变化。 7.10.2 负荷骤变的处理方法如下：
7.10.2.1 迅速检查功率、调节级压力及各级抽汽压力，并分析原因。
7.10.2.2 如调节系统工作不正常引起负荷骤变，应汇报值长，通知检修人员设法 处理。如不能维持运行，应减荷停机。
7.10.2.3 如负荷骤然降低至汽动给水泵出力不能满足锅炉需要时，应迅速启动电 动给水泵，调节给水压力满足锅炉需要。
7.10.2.4 调节轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位、加热器水位。
7.10.2.5 检查推力瓦块温度、推力轴承油杯回油温度、轴向位移、胀差、汽压、 汽温、振动等是否正常，倾听汽轮机内有否异声。 7.11 汽轮机严重超速
7.11.1 汽轮机严重超速的现象如下： 7.11.1.1 一般情况下机组负荷突然到零。
7.11.1.2 转速上升至危急保安器动作值，并继续上升。 7.11.1.3 汽轮机发生不正常声音。
7.11.1.4 调节油压、一次油压迅速上升。 7.11.1.5 机组振动增大。
7.11.2 汽轮机严重超速的处理方法如下： 7.11.2.1 按破坏真空事故停机操作步骤停机。 7.11.2.2 迅速关闭电动主闸门。 7.11.2.3 锅炉尽快泄压。
7.11.2.4 对机组进行全面检查，应查明超速原因，必须待故障消除后并确证设备 正常，方可重新启动。定速后应进行危急保安器超速试验，合格后方可并列带 荷。 7.12 运行中叶片损坏或断落
7.12.1 运行中叶片损坏或断落的现象如下：
7.12.1.1 汽轮机内部发出明显的金属声。
7.12.1.2 机组振动增大。 7.12.1.3 汽轮机调节级、某级抽汽压力或抽汽压差、轴向位移、推力瓦块温度异 常变化。 ?
7.12.1.4 凝结水电导率、硬度上升。
7.12.2 运行中叶片损坏或断落的处理方法如下：
7.12.2.1 汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出 现下述现象之一时，应破坏真空事故停机： a.汽轮机内部发出明显的金属声。
b.机组发生强烈振动。
7.12.2.2 正常运行中如发现调节级或某级抽汽压力、抽汽压差异常变化，应立即 进行综合分析。如伴随出现在相同运行工况下负荷下降，轴向位移、推力瓦块温 度有明显变化，或相应轴承的振动明显增大时，应尽快申请减荷停机。 7.12.2.3 汽轮机低压叶片断落打破凝汽器铜管，使凝结水电导率、硬度上升，但 机组无异声，振动无明显增大，应进行下列处理：
a.如凝结水硬度上升较少，汇报值长申请减荷，进行凝汽器半面隔绝查漏。 b.如影响凝汽器水位上升，则应启动备用凝结水泵。 7.13 发电机水冷系统故障
7.13.1 发电机的冷却水出水温度高于正常值时，应即检查发电机的进水温度、压 力和流量。如果进水温度高，则应检查水冷器的冷却水系统是否正常，并进行调 整。如果一切正常，可在不超过最大允许工作压力条件下，提高发电机的进水压 力，增加冷却水流量，以降低发电机的出水温度。
如果发电机冷却水出水温度高于额定值，则应降低发电机的负荷。 7.13.2 发电机在运行中发现机壳内有水时，则应查明积水的原因。如果是由于轻 微结露引起的，则应提高发电机的进水和进风温度，使其高于机壳内空气的露 点。如果是由于渗水或漏水引起，则可参照原电力部《发电机运行规程》的有关 规定处理。
7.13.3 发电机冷却水中断的原因和处理方法如下。 7.13.3.1 发电机冷却水中断一般 有下列原因： a.水冷泵运行中跳闸，备用泵未自启动。 b.水冷箱水位自动控制失灵使水冷箱水被打光。
c.发电机水冷系统切换操作时错误。
d.发电机水冷系统操作时空气没有放尽。
7.13.3.2 发电机允许断水时间不得超过制造厂规定值。发现断水时值班员必须力 争恢复供水。如无法恢复时，应进行不破坏真空故障停机。
投断水跳闸的发电机，在断水跳闸后，应迅速查明原因，恢复供水，无其他 异常情况时尽快恢复并列运行。
7.13.4 发电机冷却水流量减少时的处理方法如下： 7.13.4.1 如果发现在同样进水压力下，流量突然减少，应立即查明原因，设法处 理。如果流量减少，是由于空气进入发电机转子，则可将发电机解列后，降低转 速放出空气。如果流量减少，是由于发电机定子线圈的水路有局部堵塞，则可根 据定
子线圈温度进行分析，此时可提高进水压力，并降低机组负荷。如果仍不能 解决，则应减荷停机处理。
7.13.4.2 检查水冷泵运行情况是否正常，水冷泵进口有无杂物堵塞，泵内是否聚 积空气，水冷箱水位是否下降。
7.13.5 如发现发电机定子线圈个别点温度升高，比正常运行的最高点高5℃时， 应加强监视，并适当增加冷却水流量或降低负荷。若仍不能使温度下降或有继续 上升趋势以至达到限额时，则应及时停机处理。
7.13.6 当发电机冷却水电导率突然增大时，应即检查水冷器有无漏水，补充水的 质量是否良好，并进行处理。
7.14 汽水管道故障
7.14.1 汽水管道故障处理过程中的隔绝原则为：
7.14.1.1 尽可能不使工作人员和设备遭受损害。 7.14.1.2 尽可能不停用运行设备。
7.14.1.3 先关闭来汽、来水阀门，后关闭送汽、送水阀门。 7.14.1.4 先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围。待可 以接近隔绝点时，应迅速缩小隔绝范围。 7.14.2 汽水管道故障的处理方法见表17。
表17