单元机组事故处理.docx

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单元机组事故处理

第五篇单元机组事故处理

第一章事故处理原则

1、事故处理应遵循“保人身、保电网、保设备”的原则，迅速解除对人身和设备的危害，必要时立即解列发生故障的设备。

2、无论发生任何事故均应及时将情况汇报值长，在值长、单元长的统一指挥下进行事故处理。

3、机组发生故障时，运行人员应保持冷静，根据运行参数、仪表指示和报警信息，迅速正确地判断事故原因及影响范围，并迅速采取措施，首先解除对人身、电网及设备的威胁，隔离故障设备，限制事故范围。

当确认设备不具备继续运行的条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应紧急停止其运行，防止事故扩大蔓延，保证非故障设备的正常运行。

4、根据事故情况，必要时调整运行方式，保证厂用电、特别应确保事故保安段电源正常可靠。

以确保机组事故保安设备的正常运行。

5、当派人出去检查设备或寻找故障点时，应加强联系，在未与检查人员取得联系之前，不允许对被检查设备进行合闸送电。

6、当发生规程内未列举的故障现象时，运行人员应根据事故处理原则，利用自己的知识和经验正确地加以分析、判断及时采取对策作相应处理。

情况允许时，及时通知有关技术人员共同分析判断、正确处理。

7、事故情况下，运行人员必须坚守岗位，事故发生在交、接班时，应停止交接班，由交班人员继续进行处理。

接班人员应在当班值长、单元长的统一指挥下积极协助交班人员进行事故处理。

当机组恢复正常运行状态或处理至机组运行稳定后，按值长命令进行交接班。

8、处理完毕后，各岗位要对事故发生的现象、时间、地点、处理措施、经过及处理过程中的有关数据，真实详细地记录在交、接班日志中。

值长、单元长应负责收集事故过程中各种有关的打印记录资料，以备事故分析。

第二章事故处理

第一节机组停运条件

1、发生下列情况之一，应立即打闸破坏真空紧急停机

1.1机组发生强烈振动，盖振达0.08mm以上或轴振达0.25mm。

1.2汽轮机或发电机内有清晰的金属磨擦声和撞击声。

1.3汽轮机发生水击或主蒸汽或再热蒸汽温度10分钟内急剧上降50℃以上。

1.4任一轴承回油温度升至75℃或任一轴承断油冒烟时。

1.5任一支持轴承金属温度升至115℃或推力轴承金属温度升至110℃。

1.6轴封或挡油不严重摩擦，冒火花。

1.7润滑油压低至0.039Mpa，启动辅助油泵无效。

1.8主油箱油位降至低油位停机值以下，补油无效。

1.9油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全时。

1.10轴向位移达极限值+1.2mm，-1.65mm而保护未动作；。

1.11汽轮机转速超过3360r/min，而超速保护未动作。

1.12发电机冒烟着火或氢系统发生爆炸时。

1.13循环水中断不能立即恢复时。

2、在下列情况下，机组可不破坏真空立即故障停机

2.1主、再热蒸汽管破裂，危及机组安全运行时。

2.2凝结水泵故障，凝结器水位过高，而备用泵不能投入。

2.3机组甩负荷后空转或负荷后带厂用电运行超过15分钟。

2.4DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行。

2.5高中压缸或低压缸胀差增大，调整无效超过极限值。

2.6机组处于电动机状态运行时间超过1分钟。

2.7油系统严重漏油无法维持运行时。

2.8抗燃油压下降至7.8Mpa以下。

2.9主、再热蒸汽温度升至565℃或降至430℃。

2.10高压缸排汽温度达420℃及以上时。

2.11凝结器压力升至19.7Kpa以上（凝结器真空降至60.69Kpa以下）时。

2.12机组负荷≥30%ECR，凝结器压力小于19.7Kpa但大于14.7Kpa，运行时间达60min及以上时。

2.13发电机有明显故障，而保护拒动。

2.14主变、高厂变、励磁变异常必须停运时。

2.15发电机定子及引经漏水。

2.16发电机严重漏氢，保证不了氢压时。

2.17发电机定冷水中断，超过30s。

3、遇有下列情况之一，立即手动紧急停止锅炉运行

3.1MFT达动作条件而拒动、运行参数达保护动作值而保护未动作。

3.2给水管道、蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或危及人身、设备安全。

3.3水冷壁、省煤器爆管无法维持正常汽包水位。

3.4所有汽包水位计均损坏无法监视汽包水位。

3.5锅炉压力不正常的升至安全门动作压力，而所有安全门拒动。

3.6锅炉尾部烟道发生二次燃烧，排烟温度超过250℃。

3.7锅炉发生火灾，直接危及人身及设备安全。

4、遇有下列情况之一，应请示停运机组

4.1发电机组温度异常上升超过允许值，调整无效。

4.2变压器温度异常上升，调整无效。

4.3出线开关故障不能运行时。

4.4主变压器冷却系统故障不能保证运行时。

4.5保护装置出现异常，发变组无保护运行时。

4.6励磁系统故障，不能维护发电机运行时。

4.7转子回路故障，转子电流达额定值，无功仍很小。

4.8定子线棒最高与最低温度差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃，在确认测温元件无误时。

4.9炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效。

4.10锅炉承压部件泄漏无法消除。

4.11锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运行。

4.12受热面金属严重超温，经降低负荷等多方调整后仍不能恢复正常。

4.13所有汽包远方水位计损坏，短时间内无法恢复。

4.14电除尘器所有电场故障无法在短时间恢复。

4.15安全门起座后经采取措施仍不能回座。

4.16除灰系统故障，短时间不能消除，灰渣堆积超过落灰斗时。

4.17控制气源失去，短时间无法恢复。

4.18热控系统故障，严重影响正常监视和调整时。

4.19发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1%时。

4.20定冷水箱内的含氢量达3%，在120小时内未能消除或含氢量升至20%时。

第二节事故处理

1、汽轮机紧急停机操作

1.1汽机保护动作或手动打闸停机后，检查确认机组转速已下降，同时注意下述操作自动进行，否则手动完成：

1.1.1高、中压自动主汽门及调速汽门快速关闭。

1.1.2高排逆止门及各段抽汽逆止门快速关闭。

1.1.3各段抽汽电动门联动关闭。

1.1.4高、中、低压段疏水门自动联开。

1.2立即启动交流润滑油泵，注意检查润滑油压正常。

注意切换轴封汽源，维持轴封供汽压力和温度

1.3若需破坏真空应立即全开真空破坏门，切除真空泵联锁停真空泵运行。

否则投轴封备用汽源，调整轴封压力及温度，维持真空。

1.4检查发电机联跳，否则检查有功到零立即手动发变组跳闸按钮。

1.5检查厂用电备用电源联动投入，否则手动切换（检查无保护闭锁BZT后，先断后合）。

1.6汽机跳闸前若机组负荷≥100MW，跳闸后检查MFT联锁动作，否则手动MFT按钮。

检查一次风机、密封风机、磨煤机、给煤机均联锁跳闸，供油快关阀、油角阀及过热、再热器减温水各分门及调门联锁关闭，否则手动停止和关闭。

联停吹灰、定排。

1.7启动电动给水泵（破坏真空停机时密封水回水倒地沟），停止两台汽动给水泵运行，调整维持汽包水位。

开升火排汽门适当冷却过热器。

1.8调整炉膛负压，保持30%的风量进行不少于5min炉膛吹扫。

1.9若系破坏真空停机，关闭进入凝结器疏水门。

1.10注意凝结水再循环门开启，调整维持除氧器、凝结器水位正常，投入低压缸喷水。

1.11关闭轴封一档漏汽至除氧器电动门，关闭高调门杆漏汽至#3高加、除氧器手动门。

1.12复位跳闸设备。

投入除氧器给水加热。

1.13若不破坏真空停机，必要时高、低旁暖管后适当开启高、低旁，注意高排逆止门应关闭严密，并控制主汽压力下降速度，汽包壁温差≯40℃。

1.14故障消除后，检查机组具备启动条件，根据值长令重新启动。

1.15不能恢复时，其它操作按机组正常停运完成。

2、发变组全停保护动作或机组负荷≥100MW发变组主开关跳闸停机操作

2.1检查汽轮机应联锁跳闸，否则手动汽轮机跳闸按钮。

2.2检查MFT应联锁动作，否则手动MFT按钮。

2.3汽机跳闸后若转速下降正常，其他操作按汽轮机紧急停机不破坏真空进行。

2.4若出现超速按本节第6条6.4.2.2机组转速控制异常处理。

2.5机组停运后发变组系统的检查按第40条发变组开关跳闸处理。

3、锅炉MFT保护动作停运操作

3.1检查汽轮机应联锁跳闸，否则手动汽轮机跳闸按钮。

3.2汽轮机跳闸后检查发电机联跳，否则检查有功到零立即手动发变组跳闸按钮。

3.3其它操作按汽轮机紧急停机和发变组全停保护动作解列停机的操作进行（尾部烟道二次燃烧手动MFT停炉后，禁止通风、密闭炉膛投入烟道吹灰器灭火。

炉管爆破MFT停炉后，保留一台引风机运行）。

4、蒸汽参数偏离额定值的处理

4.1主、再热蒸汽温度升高

4.1.1正常运行额定温度：

537℃；连续运行的年平均温度≯537℃；在保证年平均温度的情况下，允许连续运行的温度：

≯545℃；年累计运行时间不超过400h的允许温度：

≯551℃；连续运行时间不得超过15min，且任何一年的累计运行时间不得超过80h，允许在551℃至565℃之间摆动。

4.1.2主、再热蒸汽温度升高偏离正常参数时，将汽温自动切手动，增大减温水量。

4.1.3调整燃烧，下摆火嘴降低火焰中心，减上层燃烧器煤量。

4.1.4在保证燃烧稳定的情况下，适当减小下组、增加上组燃烧器二次风，适当降低总风量，检查各自火孔、炉底水封，减少炉膛漏风。

当汽温上升减慢或停止上升，视情况及时进行调整避免汽温回降过快造成低汽温事故。

4.1.5若锅炉有结焦情况应加强炉膛吹灰，视情况适当降低热负荷。

4.1.6调整无效时，减少给煤量降低锅炉热负荷，机组适当减负荷。

汽温上升较快难以控制时，切除上层磨运行直至汽温调整正常。

当主、再热汽温达565℃时应立即打闸停机。

4.2主、再热蒸汽温度下降

4.2.1将汽温自动切手动，调整减小减温水量，视汽温下降情况关闭减温水调门，调门漏量大时关闭前后电动门。

4.2.2上摆火嘴提高火焰中心，增加上层、适当减少下层燃烧器煤量。

4.2.3适当减小上组、增加下组燃烧器二次风，适当增加总风量。

4.2.4在额定负荷运行时，当汽温低于532℃时应及时调整恢复，若汽温继续下降低于520℃时，应按下表进行减负荷：

汽温（℃）

520

510

500

490

480

470

460

450

430

负荷（MW）

300

260

220

180

140

100

50

0

停机

4.2.5若减负荷过程中汽温有回升趋势应停止减负荷，当汽温低于450℃时，负荷应减到零，若汽温继续下降到430℃应手动打闸停机。

4.2.6主、再热蒸汽温度下降引起主汽与再热汽温偏差增大时，应及时进行调整，尽快恢复到允许温差范围内。

4.2.7主蒸汽温度和再热蒸汽温度在连续10分钟内下降到50℃以上时应手动打闸停机。

4.3主汽压力升高

正常运行时额定压力：

16.67Mpa；连续运行的年平均压力≯16.67Mpa；在保证年平均压力下，允许连续运行的压力：

≯17.5Mpa；在异常情况下允许压力浮动不超过20Mpa，但此值的年累计时间在任何一年的运行中不得超过12h。

当主汽压力高于17.5Mpa时，应及时调整减弱燃烧使汽压恢复到17.5Mpa以下。

4.4主汽压力下降

4.4.1当主汽压力下降时，机组负荷将随着下降，应及时调整燃烧稳定汽压，若在加负荷过程中则应暂停加负荷；若制粉系统故障则相应减负荷并及时处理或根据情况启动备用系统，同时注意调整保持汽温正常。

4.4.2当负荷反馈投入时，若主汽压力下降，此时高调门将相应开大，注意高调门的行程近全开时，应适当降低机组负荷，禁止高调门在全开行程位置长时间运行。

4.5蒸汽参数异常时注意事项

4.5.1蒸汽参数异常时，应加强监视机组及管道的振动，轴向位移、胀差、推力瓦温及汽缸温度的变化，并对汽机进行全面检查。

4.5.2若汽温下降时，应适当降低汽压，以保证蒸汽过热度不低于120℃。

4.5.3汽温汽压同时下降时，按汽温下降处理。

5、汽轮机水冲击

5.1现象：

5.1.1主蒸汽或再热蒸汽温度短时间内急剧下降，过热度减小；

5.1.2高、中压主汽门、调门处冒白汽；

5.1.3蒸汽管道、抽汽管道发生振动并有水冲击声；以及抽汽管道上、下壁温差增大；

5.1.4汽轮机轴向位移增大，推力瓦温及推力轴承回油温度升高；

5.1.5机组振动急剧增大；

5.1.6汽机上、下缸温差增大；

5.1.7盘车状态下盘车电流增大。

5.2原因：

5.2.1锅炉满水或汽水共腾；

5.2.2高旁减温水误开，或减温水调整不当导致蒸汽温度急剧下降；

5.2.3汽机暖管疏水不充分或管道疏水不畅；

5.2.4加热器满水，对应抽汽逆止门关不严，疏水倒回汽轮机；

5.2.5除氧器满水沿轴封一档漏汽、门杆漏汽或四段抽汽管道入阀体、轴封及汽缸；

5.2.6轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸；

5.3处理要点：

5.3.1密切注意主、再热汽温等各参数变化趋势，查找原因并进行处理，一旦确认发生水冲击或主、再热蒸汽参数低至停机值，立即破坏真空打闸停机；

5.3.2打闸后，立即开启主、再热蒸汽管道疏水，高、压低旁路管道疏水、高排逆止门前后疏水、及本体、导汽管道、抽汽管道疏水门；

5.3.3汽轮机盘车期间发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上、下缸温差恢复正常，同时加强汽轮机内部声音，转子偏心度，盘车电流等的监视；

5.3.4汽轮机升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车。

5.3.5重新启动时应特别注意机组上下缸温差、胀差及机组声音、振动等，如发现有磨擦声或振动增大，超过规定值，应立即打闸，破坏真空，紧急停机。

6、机组甩负荷

6.1机组甩负荷的原因

6.1.1发变组或电网故障。

6.1.2汽轮机发生故障。

6.1.3锅炉MFT动作。

6.1.4机组控制系统故障。

6.1.5机组辅助设备故障。

6.2机组甩负荷的现象：

6.2.1机组有功负荷突然减小，全甩负荷时有功为零。

6.2.2主蒸汽流量急剧减小，全甩负荷时流量及调节级压力基本为零。

6.2.3主蒸汽压力急剧升高。

6.2.4汽包水位急剧变化，先降后升。

6.2.5主、再热汽温升高。

6.3机组全甩负荷处理要点：

6.3.1发变组全停保护动作、锅炉MFT动作、DEH故障、机组负荷≥100MW时发变组主开关或汽轮机跳闸机组全甩负荷：

a、根据故障原因分别按汽轮机紧急停机操作、发变组全停保护动作角列机操作、锅炉MFT保护动作停运操作处理。

b、检查机组跳闸原因，尽快消除故障，全面检查机组具备启动条件后，按值长令重新启动机组。

6.3.2机组负荷＜100MW发变组非全停保护或线路保护动作，机组全甩负荷：

6.3.2.1机组转速控制正常：

a、甩负荷超速限制或103%超速限制保护动作，高、中压调门及各抽汽逆止门等关闭，注意机组转速应下降，高、中压调门开启，机组转速稳定在3000r/min。

b、检查6KV工作A、B段厂用电自动切换正常，立即启动电动给水泵。

c、机组从高负荷全甩后，若汽包水位无法控制，低水位保护动作锅炉熄火、汽机跳闸，启动交流润滑油泵检查润滑油压正常。

注意锅炉压力上升情况，上升较快时开PCV阀泄压。

及时调整给水泵转速，维持汽包水位正常，及时倒辅联为邻机供汽、调整维持轴封汽源或适当开高、低旁用冷段供汽封并注意高排逆止门应关闭严密。

维持除氧器、凝结器水位、真空正常，投除氧器加热。

其它操作按汽轮机不破坏真空紧急停机操作进行，锅炉水位调整正常后，汇报值长进行炉膛吹扫并点火维持汽温。

若机组转速降至1200r/min，启顶轴油泵，机组甩负荷后应注意检查轴向位移、差胀、推力瓦温及各轴承温度、上下缸温差等是否正常。

全面检查具备冲转条件后，冲转汽轮机至额定转速。

按第40条发变组主开关跳闸检查发变组无故障后，汇报值长，经中调同意后将机组并入系统运行。

d、机组负荷从低负荷全甩后，若机组转速、汽包水位、压力能够维持正常，锅炉立即投油，停止所有制粉系统，注意控制汽温，视情况开升火排汽门，注意调整控制过热、再热器壁温不超限，必要时适当开高、低旁，但应控制高旁后压力，避免高压缸闷缸。

投低压缸喷水，调整维持机组各系统稳定，按第40条发变组主开关跳闸检查发变组无故障后，汇报值长，经中调同意后将机组并入系统运行。

e、机组全甩负荷后，缸温较高，应注意缸温差。

视情况可关闭缸体疏水，冲转前开启5分钟关闭。

6.3.2.2机组转速控制异常

a、机组甩负荷后，甩负荷超速限制或103%超速限制保护未动作或动作后转速仍超过3090r/min并继续上升转速失控时，应立即手按“汽机跳闸”按钮，手动MFT。

注意机组转速应下降，确认高、中压主汽阀，调节汽阀，高排逆止门，各段抽汽逆止门，抽汽电动门关闭。

b、若转速仍不下降，应立即破坏真空、关电动主汽门、开低压旁路阀、开PCV阀、各疏水阀、空气门等泄压。

抽汽逆止门、电动门未联关时，应立即手动关闭；夹层进汽装置投入时应立即停止其运行。

采取一切措施泄压及隔离进入汽缸的汽源。

c、未查明转速失控并彻底消除前，严禁启动机组。

6.4机组甩部分负荷处理要点：

a、根据负荷下降程序立即减少锅炉的燃料量，必要时停止层磨调整，燃烧不稳时投油助燃，相应调整风量稳定燃烧。

b、负荷下降迅速，压力上升达18Mpa时，立即开PCV阀泄压，压力达20.39Mpa而所有安全门拒动时，应紧急停炉。

c、汽压变化较大时应注意监视调整水位正常，防止水位波动较大造成水位事故。

四抽压力较低，不能满足汽泵供水时立即启动电泵。

d、若汽轮机无异常、系统周波不高，应迅速增加适当负荷减缓压力上升。

e、注意控制过、再热汽温，必要时开包墙或主再热蒸汽管道疏水。

f、注意监视机组各轴承及推力瓦温、轴向位移、差胀、振动等应正常。

g、注意调整轴封压力、高低加水位、除氧器水位、凝结器水位及真空正常。

h、机组甩至空负荷运行时间达15分钟仍加不起负荷时，应立即停机。

7、汽轮机真空下降

7.1现象：

a、真空值显示下降，负荷随之降低，调门开度有所增大；

b、排汽温度及凝结水温度升高；真空泵电流增大。

7.2原因：

a、循环水中断（两台循环水泵全部跳闸或循环水门误关）；

b、真空泵故障跳闸，而备用泵未联动。

c、凝汽器严重满水；

d、误开低旁；

e、误天真空破坏门；

f、低压侧轴封供汽中断；

7.2.2真空缓慢下降：

a、真空系统泄漏；

b、循环水量不足；

c、轴封供汽压力低；

d、真空泵运行失常或气水分离器水位失常；

e、操作不当，引起真空系统漏气或凝汽器热负荷增大；

f、低压缸内部抽汽管破裂，蒸汽直接进入凝汽器。

7.3处理：

a、发现凝汽器真空下降时，应及时对照其它真空表，排汽缸温度、CRT报警信号等情况，确认属实后应迅速查明原因并采取相应措施处理；

b、凝汽器压力至14.7Mpa时，联启备用真空泵；

c、若真空继续下降，应降低负荷维持凝汽器压力不大于14.7Mpa；

d、减负荷至30%额定负荷时，凝汽器压力仍大于14.7Mpa，并且持续时间达60min时，应手动停机；

e、当凝汽器压力≥19.7Kpa时，低真空保护应动作停机，保护拒动时立即手动打闸停机；

f、负荷与最低允许真空的关系；

（1）机组在5%--10%额定负荷运行时，凝汽器压力≯13Kpa，低压缸排汽温度≯52℃，并且禁止长期运行；

（2）机组允许在30%--100%额定负荷长期运行，此时最高排汽压力为14.7Kpa，若排汽压力大于14.7Kpa但小于19.7Kpa经处理无效，运行时间超过60分钟，应打闸停机。

（3）机组甩负荷后空转运行时，凝汽器压力≯13.8Mpa，排汽温度＜80℃，运行时间应不超过15min，否则打闸停机。

7.4当真空出现下降趋势时，值班人员应注意检查下列各项：

a、检查轴封供汽压力的变化，并调整至正常压力；

b、检查真空泵运行情况；若运行真空泵失常，应切换为备用真空泵运行，必要时关闭故障泵进气隔绝门；

c、因凝汽器水位异常升高所致时，应检查补水调整门是否失灵；联系化学人员化验凝结水硬度，确认凝汽器是否泄漏；检查凝结水泵运行是否正常，入口滤网是否堵塞并校验就地与CRT水位是否相差过大；

d、检查当时机组有无影响真空下降的操作，如有应立即停止或恢复系统原运行方式；

e、根据真空下降的快慢及真空与负荷的对应关系，及时调整负荷；

f、排汽缸温度≥80℃时，注意排汽缸喷水应自动投入；

g、注意各监视段压力不得超过限制值，否则应相应降低负荷；

h、真空下降时，将影响小机出力，注意监视小机转速、调整汽门开度以及轴向位移等重要参数，保证汽动给水泵的正常运行；

ⅰ、当真空下降是因循环水量偏少造成或循环水温升增大所致，应保持两台循环水泵运行并检查清污机滤网前、后水位及冷却塔水池水位情况。

7.5循环水泵跳闸循环水中断：

a、当循环水泵故障停止后，备用循环水泵未联动应立即手动启动，无备用泵或启动不成功时，根据邻机运行情况在不影响其安全运行的前提下，开户部分两机循环水泵出口管及进水间联络门，同时紧急减负荷，若处理无效凝结器排汽压力达19.7Kpa按汽轮机紧急停机破坏真空处理。

b、循环水中断停机后确保两泵出口碟阀在关闭位置，并且在循环水中断期间禁止开启循环水泵出品碟阀。

c、及时投入低压缸喷水，凝汽器及疏水扩容器喷水，关闭所有至凝汽器的疏水门，凝结水采取补、排水方式换水降温，严禁热汽、热水进入凝汽器。

d、注意查看主、辅机各瓦温、油温的变化情况；

e、查明循环水中断原因并处理后，恢复循环水系统通水时，注意缓慢通水并打开凝汽器水侧顶部排空气门。

8、汽轮机强烈振动

8.1现象：

a、机组振动突然增大，光字牌“汽机盖振大”或“汽机轴振大”报警；

b、汽缸内有清晰的金属磨擦、撞击声；

c、若低压叶片脱落，还可能将凝汽器铜管打破，使凝汽器水位升高；

8.2原因：

a、转子质量不平衡、汽机叶片断裂或脱落；机组动静部分发生摩擦或大轴弯曲偏心度大；

b、汽缸进水或进冷汽造成汽缸膨胀或收缩不均甚至变形；

c、中心不正或联轴器松动，滑销系统卡涩造成膨胀不均；

d、轴承工作不正常或轴承座松动；

e、机组发生水冲击或排汽缸温度过高；

f、系统周波波动或电气原因引起；

g、润滑油压力及温度不正常；

8.3处理：

a、汽轮机冲转或在轴系一阶临界转速前，任一轴承出现0.03mm振动或任一轴承处轴振超过0.12mm严禁降速暖机，应立即打闸停机并查找原因；过临界转速当轴承振动超过0.1mm或轴振超过0.25mm时应立即打闸停机；

b、汽轮机运行中轴承振动不超过0.03mm或轴振不超过0.08mm，超过时应设法消除，当轴振超过0.25mm时应立即打闸停机。

当轴承振动变化±0.015mm或轴振变化±0.05mm，应查明原因设法消除，如轴承振动突然增加0.05mm（振动突然增加后，轴承振动虽未达到0.08mm），应立即打闸停机，停机后必须认真分析原因