第三节 事故停机及故障停机步骤
一. 事故停机步骤（破坏真空停机）
1. 手打危急保安器，检查主汽门、调速汽门、补汽门应迅速关闭，再按发电机跳闸
按钮，使发电机与电网解列；
2. 注意机组转速变化，开启高压油泵，注意润滑油压的变化； 3. 注意调整均压箱压力；
4. 停止射水泵，开启真空破坏门； 5. 及时开启余热炉向空排汽；
6. 关闭闪蒸器进水门，停止闪蒸器运行，注意保持闪蒸器水位，保证给水泵的正常
运行；
7. 开启凝结水泵再循环水泵，保持水泵的电流、压力；
8. 其它步骤按正常停机步骤进行。 二. 故障停机步骤（不破坏真空停机）
1. 手打危急保安器，检查主汽门、调速汽门、补汽门应迅速关闭； 2. 向值长汇报故障情况，由电气副值将发电机解列，注意机组转速变化； 3. 开启高压油泵，注意润滑油压的变化；
4. 注意调整均压箱压力； 5. 及时开启余热炉向空排汽；
6. 关闭闪蒸器进水门，停止闪蒸器运行，注意保持闪蒸器水位，保证给水泵的正常
运行；
7. 开启凝结水泵再循环水泵，保持水泵的电流、压力； 8. 其它步骤按正常停机步骤进行。
第四节 主蒸汽系统故障
一. 主蒸汽压力
主蒸汽压力允许在（0.95～1.3MPa）范围内变化。由于机组在正常运行时采用主汽压力闭环控制，所以只要在运行中设定了压力定值，DEH控制系统自动根据系统压力调节负荷。当超负荷时，应根据实际情况进行相应的调节。 1． 当压力高于1.25MPa时；
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2． 当压力超过1.5MPa时；
3． 当压力超过1.8MPa时，运行时间不得超过20h。 二. 主蒸汽温度 （一）主汽超温时
1. 主蒸汽温度允许在（320～435℃）范围内变化；
2. 汽温超过（380℃）时，及时调整余热炉烟气挡板开度或冷风阀开度；
3. 汽温超过（415℃）时，降低汽温高的余热炉的负荷，使汽温稳定在额定范围内； 4. 汽温超过（435℃）超温时间达30分钟时，故障停机； （二）主汽低温时
1. 汽温降到（340℃）时，及时调整余热炉烟气挡板开度或冷风阀开度；
2. 汽温降到（320℃）时，降低汽温低的余热炉的负荷，使汽温稳定在额定范围内； 3. 当汽温低至（300℃）无法恢复时，故障停机；
4. 在汽温下降过程中发生水冲击象征时，立即破坏真空停机； 5. 汽压、汽温同时下降时，应按汽温下降或下降快者处理。
第五节 凝汽器真空下降
一. 发现凝汽器真空下降时应对照真空表与排汽温度、凝结水温度表，证实真空确以下
降，迅速查明原因，采取措施。 二. 如真空急剧下降应按下表减负荷：
真空 负荷 －KPa MW 83 7.9 82 7 81 6 79 5 77 4 75 3 73 2 71 1 68 0 当负荷降至零，真空低于－60.6 KPa时，故障停机。 三. 迅速查找真空下降原因： 1. 射水抽汽器工作不正常； 2. 凝汽器水位高； 3. 循环水量少或中断； 4. 轴封压力低或中断；
5. 真空状态下工作的管道、设备不严，漏入空气；
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6. 冷却水温高；
7. 真空系统可能有误动作。 四. 真空下降原因及处理
1． 射水抽汽器喷嘴堵塞时，入水压力高、负压降低射水泵电流减小，停机后停止抽汽器进行清
扫。
2． 运行的射水泵掉闸，备用泵应自投否则手动开启，若备用泵不能启动时检查故障泵无明显故
障时，可抢合一次故障泵，两台泵均不能启动时应快速联系电气抢合故障泵或备用泵，如两台均不能抢送真空下降至-60.6Kpa时故障停机。 3． 凝汽器水位高:
（1） 检查凝结泵工作是否正常，若凝结泵故障，备用泵应自投，否则应立即手动启动备用泵，
两台凝结泵均不能启动时，检查故障泵无明显故障可强合一次，强合不成功，应减去汽轮机全部负荷，关闭再循环水门，当真空降至-60.6Kpa时或凝汽器水满，应进行故障停机。
（2） 由于备用凝结泵逆止门不严或犯卡，凝结水倒流至凝结泵入口使凝汽器水满，备用泵倒
转，此时立即关闭备用凝结水泵出口门。
（3） 检查分析凝结水系统是否有误操做或截门闸板脱落现象，发现后立即纠正或根据闸板脱
落的位置，采取不同的措施进行处理。
4． 循环水量小或中断：
（1） 循环泵掉闸，手动开启备用泵，备用泵不能启动时，检查故障泵无明显故障，应强合一
次故障泵，若故障泵启动不成功，全部循环水泵均不能运行时，则应立即减去机组全部负荷，快速通知电气值班人员强送循环水泵，强送不成功，真空低至-60.6Kpa时故障停机。
（2） 若循环水系统管道破裂，造成冷却水大量泄漏，应汇报值长，停止破裂的循环水管道进
行循环水系统切换工作。
5． 真空状态工作的系统漏空气：
（1） 真空破坏门断水时应注水封闭，真空破坏门应经常检查关闭严密。
（2） 真空状态下运行的管道、截门、盘根、水封断水或不严密，凝汽器及真空状态下的加热
器水位计破碎，应根据不同的部位采取不同的措施进行处理。
（3） 若负荷降低真空下降，负荷升高真空恢复正常，此种现象一般是低压抽汽管道根部法兰
或低压缸结合面漏入空气，应汇报领导，请示停机处理。
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6． 轴封压力低或中断：
若轴封压力调节器自动调节不正常，使轴封压力降低或中断应手动开大调整门，若无效时应迅速切换到手动调整。
第六节 油系统故障
一. 主油泵工作失常：
1. 仔细倾听主油泵及方箱内有关传动机构的声音。 2. 密切注意油系统的油压变化情况。
3. 若发现油压也随之下降，主油泵发出明显异音，前（方）箱振动增大经判断确为主油泵故
障应立即启动高压交流油泵，查明原因汇报值长请示处理。
4. 若主油泵工作失常，油压还没下降，应迅速将异常情况报告值长请示处理。 二. 运行中油压、油位同时下降：
1. 检查各压力油管是否破裂漏油，应立即采取措施消除。如果无法消除应根据情况事故或故障
停机，查明漏油部位，并采取防火、灭火措施。
2. 采水样检查冷油器铜管是否破裂漏油，确实漏油时应投入备用冷油器，停止故障冷油器，并
将油位加至正常。
3. 根据主油泵入口压力和主油箱滤网前后的油位差来分析判断滤网或注油器是否堵塞。 三. 油压下降油位不变：
1. 低压调速油管破裂，检查方箱回油量是否明显增加。
2. 润滑油溢油门误动作、油压降低时应及时启动交流油泵汇报值长在值长监护下调整溢油门，
保证油压恢复正常数值。
3. 检查主油泵入口压力是否正常，鉴定射油器是否正常，若射油器喷嘴堵塞，应启动交流润滑
油泵运行。
4. 备用油泵逆止门不严，使压力油返回油箱，应关闭备用泵出入口门。发现油压下降应立即启
动交流油泵保证油压正常。采取措施消除缺陷。若油系统大量漏油，无法消除，威胁机组安全运行时应事故停机。
四. 油压正常油位降低：
1. 事故放油门关闭不严。 2. 检查油位计指示是否正常。
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3. 轴承回油管破裂漏油。
4. 油净化装置跑油或系统倒错，发现故障立即消除，同时将油箱油位补至正常位置，若采取各
种方法无效，油位降至最低位置不能恢复，则应破坏真空事故停机。
五. 油系统着火：
1. 油系统着火，根据不同的着火部位采取相应的灭火措施，将火扑灭或控制在最小范围内，维
持机组运行。如果火势蔓延，威胁机组运行，应破坏真空停机，切断火区设备电源，通知消防人员灭火。
2. 若火威胁主油箱时应开启事故放油门，并控制油位下降的速度，以保持转子在惰走过程中轴
承不断油。待转子停转后，方可将油放完。
六. 液压动力泵站工作失常（可参考辅机运行液压动力泵站）
1. 液压动力泵站工作失常引起泵站一台泵跳闸，备用泵应自动投入，不能自动投入时，可手动
强合启动，如无法建立正常调速油压应立即紧急事故停机。
2. 液压动力泵站压力波动应稍开放空气检查是否系统内积存空气，应检查滤网是否堵塞，倾听
内部声音检查动力油泵是否正常，发现问题及时汇报、处理。
第七节 发电机甩负荷及保护装置故障
一. 由于发电机内部故障造成发电机主保护动作，使发电机突然甩负荷与电网解列的现象。 1. 电负荷指示到零； 2. 主蒸汽流量到零；
3. 发出发电机主保护动作信号； 4. 主汽门、高调汽门关闭；
二. 发电机主保护动作后调节、保安系统可能出下列几种情况：
1. 由于主保护动作使发电机甩负荷与电网解列，油开关跳闸电磁阀动作，此时，主操作员应注
意检查汽轮机组外部情况，确知无明显故障，一切正常后，应联系电气是否可恢复运行。 2. 由于发电机主保护动作，发电机甩负荷与电网解列，油开关跳闸电磁阀未动，DEH电调系统
工作正常，能控制汽轮机维持正常转速，此时应检查调整机组设备一切正常后，联系电气是否可恢复机组运行；
3. 由于主保护动作，发电机与电网解列，磁力断路油门未动，调速系统工作也不正常，使转数
上升在危急保安器动作转数以下，此时主操作员应退同步控制器到3000转/分，解除保护开
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