9.3.3.17. 对小汽机A或B的汽缸排汽侧进行检查。如小机排汽侧真空低影响凝汽器真空，应降低机组负荷，启动电动给水泵，停运并隔绝小机A或B进行堵漏。
　　9.4. 汽轮发电机振动
　　9.4.1. 振动增大的原因
　　9.4.1.1. 启动升速过程中发生油膜振荡。
　　9.4.1.2. 高负荷时发生蒸汽激振。
　　9.4.1.3. 汽轮机暖机不良，上下缸温差过大或滑销系统卡涩引起振动。
　　9.4.1.4. 启动或运行中大轴偏心度和差胀超过规定值。
　　9.4.1.5. 运行工况瞬变，使轴向推力异常变化，动静部分摩擦。
　　9.4.1.6. 汽轮机叶片断落或内部件损坏脱落。
　　9.4.1.7. 汽轮机发生进冷气冷水或水冲击。
　　9.4.1.8. 润滑油压力严重下降使轴承油膜破坏或供油中断。
　　9.4.1.9. 轴承损坏，轴承基础或地脚螺栓松动。
　　9.4.1.10. 真空下降，引起汽轮机中心偏移或末级叶片喘振。
　　9.4.1.11. 汽轮发电机转子热变形引起振动。
　　9.4.1.12. 发电机转子绕组或电网故障引起振动。
　　9.4.2. 汽轮机振动异常增大的处理
　　9.4.2.1. 机组启动升速过程中，转速低于600rpm以下时，偏心度超过76µm时，应降速至零，进行盘车，直至偏心度低于76µm后，方可再启动。
　　9.4.2.2. 汽机启动过程中转速大于600rpm，当振动达125µm时，应停止升速，观察振动情况。若振动仍上升，应停机并进行连续盘车，直至偏心度满足冲转要求后，再重新冲转。
　　9.4.2.3. 禁止在转子临界转速及叶片共振转速范围内停留。
　　9.4.2.4. 机组启动过程中，转子振动超过254µm，应立即手动脱扣停机。
　　9.4.2.5. 启动升速过程中，若因振动超限或振动保护动作脱扣停机时，当转速降至零时，应立即投入连续盘车。机组重新起动前连续盘车时间不得少于４小时，直至偏心度合格。若机组因汽缸进水变形引起振动跳闸时，则机组重新启动前连续盘车时间不得少于18小时。
　　9.4.2.6. 升负荷过程中振动增大，应停止升负荷，进行观察。待振动稳定后，方可继续增加负荷。重新升负荷时，应注意振动变化趋势。若振动再次增大，则禁止继续增加负荷，汇报领导，分析处理。
　　9.4.2.7. 运行中振动增大时，应检查轴承基础、地脚螺栓紧固情况，检查汽温、汽压、偏心度、真空、上下汽缸温差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承油压力、温度、回油油流、排汽温度、发电机电流等参数变化情况，发现异常，及时调整。
　　9.4.2.8. 运行中因叶片断落或内部元件松动脱落引起振动增大，并听到机内有明显金属声音时，应立即紧急停机检查内部。
　　9.4.2.9. 若发现由于发电机引起振动时，应查明原因，并采取相应措施。
　　9.4.2.10. 机组振动高跳闸或打闸后，注意记录、分析机组隋走时间，以确认机组是否发生动静磨擦及故障的程度。
　　9.5. 轴承温度升高
　　9.5.1. 引起轴承温度异常升高的原因
　　9.5.1.1. 轴承本身损坏或油质不良。
　　9.5.1.2. 润滑油压低，轴承缺油或断油。
　　9.5.1.3. 冷油器冷却水中断或油温自动调节失灵，油温异常升高。
　　9.5.1.4. 润滑油压、油温异常变化，造成油膜破坏。
　　9.5.1.5. 汽轮机负荷瞬间变化幅度大或发生水冲击或强烈振动时。
　　9.5.1.6. 轴封漏汽。
　　9.5.2. 轴承温度升高时的处理
　　9.5.2.1. 轴承温度升高时，应核对所有表计，当发现轴承进、出油温升突然增加3℃或轴承金属温度突然升高2～3℃时，应分析原因，采取措施。
　　9.5.2.2. 若全部轴承温度都升高，可能是冷油器出口油温升高引起，此时应检查油温自动调节及冷却水情况。设法降低冷油器出口润滑油温度，恢复至正常范围内。
　　9.5.2.3. 若个别轴承温度升高，应检查轴承进油压力、回油油流、轴承振动、蒸汽参数、轴封或汽缸漏气情况，依各情况处理恢复正常。
　　9.5.2.4. 若油质不良，联系检修滤油。
　　9.5.2.5. 当轴承润滑油进油温度超过49℃、轴承回油温度超过77℃或径向轴承金属温度超过107℃时，报警发出，此时应分析查找原因，及时处理，使之恢复正常。若径向轴承金属温度超过113℃或轴承回油温度超过82℃，应立即紧急停机。
　　9.5.2.6. 推力轴承温度突然超过初始温度2～3℃时，应核对轴向位移、油压、油温、负荷变化情况，并汇报值长。必要时要求降低负荷，调整使推力瓦温度降至正常范围。
　　9.5.2.7. 推力瓦温度超过99℃，报警发出。当推力瓦温度超过107℃时，应立即紧急停机。
　　
　　9.6. 轴向位移增大
　　9.6.1. 轴向位移增大原因
　　9.6.1.1. 机组负荷、蒸汽流量瞬间突变。
　　9.6.1.2. 凝汽器真空下降。
　　9.6.1.3. 汽轮机通流部分结垢。
　　9.6.1.4. 推力轴承工作异常，油温升高。
　　9.6.1.5. 推力瓦磨损。
　　9.6.1.6. 主、再汽温下降或汽轮机发生水冲击。
　　9.6.2. 轴向位移异常的处理
　　9.6.2.1. 轴向位移异常变化时，应核对相关表计，如推力轴承温度、差胀、轴向位移指示等。确认轴向位移异常增大后，汇报值长。必要时要求减负荷，时轴向位移恢复至正常范围。
　　9.6.2.2. 稳定机组负荷，调整油温在规定范围内，加强监视推力轴承工作情况。
　　9.6.2.3. 如因真空变化引起轴向位移增大，应设法提高真空。
　　9.6.2.4. 如因锅炉蒸汽参数变化，蒸汽流量增加引起轴向位移异常变化时，应尽快恢复蒸汽参数正常，必要时限制蒸汽流量。
　　9.6.2.5. 当轴向位移超过±1.0mm或推力瓦温度超过107℃时，立即紧急停机。
　　
　　9.7. 汽轮机绝对膨胀及差胀异常
　　9.7.1. 汽轮机绝对膨胀及差胀异常的原因
　　9.7.1.1. 启动过程主、再热蒸汽温度与汽缸温度不匹配或暖机时间不充分。
　　9.7.1.2. 汽轮机滑销系统卡涩。
　　9.7.1.3. 蒸汽参数异常变化。
　　9.7.1.4. 机组空载运行时间太长或负荷变化速度太快。
　　9.7.1.5. 汽轮机进冷汽、冷水。
　　9.7.1.6. 轴封蒸汽温度异常。
　　9.7.2. 汽轮机绝对膨胀及差胀异常的处理
　　9.7.2.1. 汽轮机绝对膨胀及差胀异常变化时，应核对相关表计并确认。
　　9.7.2.2. 确认异常时应对各种参数进行综合分析，及时发现问题。
　　9.7.2.3. 启动过程中正确选择好蒸汽参数，根据汽轮机热应力和差胀情况控制好主、再汽温及升负荷率。
　　9.7.2.4. 稳定主、再蒸汽参数及汽轮机负荷。
　　9.7.2.5. 恢复轴封蒸汽温度至正常范围。
　　9.7.2.6. 当差胀超限时应故障停机。当胀差有太大的变化时，应到就地听机组声音，发现有金属摩擦声音时应作紧急停机处理。
　　
　　9.8. 汽轮机进汽温度突降或水冲击
　　9.8.1. 汽温突降或汽轮机进冷汽冷水的原因
　　9.8.1.1. 汽水分离器满水。
　　9.8.1.2. 主、再热蒸汽温调整不当使汽温骤降或蒸汽带水。
　　9.8.1.3. 加热器、除氧器满水而相关联锁保护未正常动作或抽汽逆止门卡涩关闭不严。
　　9.8.1.4. 旁路运行时减温水控制不当，或运行中旁路减温水阀不严。
　　9.8.1.5. 启动过程中，蒸汽管道及汽缸疏水不畅。
　　9.8.1.6. 汽包炉运行状态时机组负荷突变。
　　9.8.1.7. 轴封汽温异常或轴封带水。
　　9.8.2. 汽温突降或汽轮机进冷汽冷水的现象
　　9.8.2.1. 汽温显示急剧下降，汽轮机差胀突变。
　　9.8.2.2. 严重过水时，蒸汽管道有关阀门门盖门杆处、汽轮机轴封端部、汽缸结合面等处冒出白色蒸汽，蒸汽或抽汽管道发生水冲击或产生振动。
　　9.8.2.3. 汽轮机进水时，上下缸温差异常增大，汽轮机水检测发出报警。
　　9.8.2.4. 监视段压力异常升高。
　　9.8.2.5. 推力轴承温度升高，轴向位移异常增加，严重时推力瓦烧毁。
　　9.8.2.6. 机组振动增加，严重时发生强烈振动。
　　9.8.3. 汽轮机进汽温度突降或水冲击的处理
　　9.8.3.1. 主、再热汽温度急剧下降时，应按汽温下降处理原则处理。
　　9.8.3.2. 汽轮机发生水冲击时，应迅速果断破坏真空停机，切断水源，并开启本体及管道所有疏水门充分疏水。
　　9.8.3.3. 确认抽汽管道进水时，应检查加热器高水位保护动作情况，立即切断水源，开启管道疏水。若危及机组安全时，应立即脱扣停机。
　　9.8.3.4. 发现轴封温度控制失灵，轴封汽大量带水，使转子轴颈局部骤冷，汽缸差胀及振动异常增大时，应立即切断水源，加强管道疏水或切换轴封汽源。若差胀或振动超限，应立即脱扣停机。
　　9.8.3.5. 正常运行中程度较轻的进冷汽、冷水，如轴向位移、推力瓦温度、差胀、上下缸温差、振动等无明显变化，则查明原因，切断冷汽、水源，加强汽机疏水，可不作停机处理。启动过程中发生汽机进水，应立即停机。
　　9.8.3.6. 当发现汽机上下缸温差达41.7℃应严密监视主、再汽温，轴向位移、推力轴承金属温度、推力轴承回油温度、胀差及机组振动情况。各参数异常变化时，按本规程的有关规定处理。当汽轮机上下缸温差大于55.6℃时，应故障停机。
　　9.8.3.7. 汽机因进冷汽、冷水停机时，必须详细记录惰走时间，倾听机组内部声音，注意推力瓦金属温度、轴向位移及振动等，确定机组是否可以再次启动。惰走时间明显缩短或在惰走过程中听到机内有明显的金属摩擦声及打闸前后发生强烈振动，则停机后必须进行内部检查，否则禁止再次启动。
　　9.8.3.8. 汽机因进冷汽、冷水停机后，要注意盘车电流是否异常增大，测量记录转子偏心度。若转子变形严重或内部动静部分接触造成盘车盘不动时，应严格遵守停机后盘车的规定，严禁强行盘车。再次启动前必须连续盘车18小时以上，且转子偏心度合格，上下缸温差小于24℃。
　　9.9. 叶片损坏或断裂
　　9.9.1. 叶片损坏或断裂的现象
　　9.9.1.1. 汽轮机内部发出明显金属摩擦声或撞击声。
　　9.9.1.2. 机组振动增大。
　　9.9.1.3. 汽轮机监视段压力异常，轴向位移、推力瓦温度异常变化。
　　9.9.1.4. 汽轮机低压叶片断落打破凝汽器钢管时，凝结水导电度、硬度上升，热井水位异常升高。
　　9.9.1.5. 若抽汽口处的叶片断裂进入抽汽管道，卡在抽汽逆止阀处，可能造成抽汽逆止阀卡涩或进入加热器打破钢管造成加热器水位升高。
　　9.9.2. 叶片损坏或断裂的处理
　　9.9.2.1. 汽轮机内部发出明显的金属摩擦声或撞击声，机组发生强烈振动时应破坏真空紧急停机。
　　9.9.2.2. 正常运行中若发现调节级或某级抽汽压力异常变化，应立即进行综合分析。若在相同工况下伴随出现负荷下降，轴向位移、推力瓦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负荷故障停机。
　　9.9.2.3. 若低压叶片断落打破凝汽器钢管时还应按凝汽器泄漏的处理要求处理。
　　
　　9.10. 汽轮机超速
　　9.10.1. 汽轮机超速的现象
　　9.10.1.1. 机组突然甩负荷到零，转速升高至3300rpm，并继续升高，超速报警发出。
　　9.10.1.2. 汽轮机声音突变，振动增大。
　　9.10.1.3. LDA、CIV、OPC动作，相关报警发出。
　　9.10.2. 汽轮机超速的原因
　　9.10.2.1. DEH系统控制失常
　　9.10.2.2. LDA、OPC等超速保护失灵，危急遮断器卡涩拒动。
　　9.10.2.3. 汽轮机高中压主汽门调门、各抽汽逆止门卡涩或关不严。
　　9.10.3. 汽轮机超速的处理
　　9.10.3.1. 汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动脱扣紧急停机。并确认高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门应迅速关闭，如未关严，应立即设法关严。
　　9.10.3.2. 确认转速下降，否则停运EH油泵，关闭高、中压主汽门、调门，设法切断其它汽源。
　　9.10.3.3. 停运真空泵，破坏真空，旁路禁用，检查锅炉MFT联动正常，锅炉熄火并迅速泄压。
　　9.10.3.4. 检查各加热器、除氧器进汽门关闭。
　　9.10.3.5. 只有当超速保安系统各环节部套没有发现任何明显损坏象征，停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）后，且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行充油试验，并网后还须进行危急遮断器升速动作试验。试验合格后，方允许重新并网接带负荷。
　　9.10.3.6. 若停机过程中机组差胀、振动异常或内部有异音或调节保安系统各环节部套有明显损坏，应查明原因。缺陷消除后，方可重新启动汽轮机。启动过程中，应加强机组振动、声音等检查，并试验危急遮断器及超速保护动作正常后，才能并网接带负荷。
　

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