事故处理.docx

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事故处理

机组综合性故障

1机组甩负荷处理

①发变组主开关跳闸

a）现象：

1）CRT报警、光字牌亮。

2）机组大联锁动作。

3）发电机主开关跳闸。

4）发电机有功、无功、定、转子电压、电流表指示到零。

5）灭磁开关跳闸。

b）.处理：

1）首先检查保护动作情况，判断发电机故障原因并进行处理。

2）检查机组大联锁应正确动作，否则应立即打闸，并检查厂用电运行是否正常

3）如故障为外部故障，应注意甩负荷机组转速是否正常。

及时联系调度，准备重新启动。

4）注意发电机甩负荷动作情况，汽机不能超速，调整汽机转速至3000rpm，否则应按紧急停机处理。

5）汽机已跳闸时，查各段抽汽电动阀、逆止阀关闭，否则立即手动关闭，检查各疏水应自动开启，否则应手动开启。

6）查高、低压旁路阀是否自动开启，否则应根据需要手动开启，单机运行锅炉灭火时，注意高旁开度，尽可能维持辅汽的供应。

及时调整锅炉给水流量，准备机组再次启动。

7）将轴封切换为辅汽供。

8）停止的小机注意盘车的投入。

9）完成机组停运的其他操作。

10）检查发变组系统，若无明显故障，机、炉运行良好，立即汇报调度，按值长令并网带负荷。

11）锅炉压力恢复后，机组负荷升到30%以上即可投入“机跟随”方式，条件允许后投入“协调”方式。

②汽轮机运行中突然跳闸

a）现象：

1）汽机跳闸，发电机保护出口动作，光字牌亮，喇叭响。

2）DEH画面，跳闸指示灯亮。

3）汽轮机转速下降。

4）发电机跳闸，发电机有功、无功、定子电流等表计指示到零。

5）锅炉MFT动作。

b）处理：

1）确认主汽阀、高压调节阀、中压主汽阀、中压调节阀关闭，确认高排逆止阀、各段抽汽电动阀、逆止阀关闭，转速下降。

2）查发电机联跳，厂用电正常。

3）检查低压缸喷水自动投入，否则手动投入。

4）检查通风阀开启。

5）查汽机跳闸后联锁动作正确，否则手动完成。

6）查高压密封油泵交流润滑油泵、顶轴油泵联锁启动情况，否则视油压变化情况立即手动启动。

7）查汽机所有疏水阀打开，并确认疏水手动阀在开位。

查本体疏水扩容器减温水投入正常,否则手动投入。

8）手动调节给水控制阀保持分离器储水箱水位正常。

启动炉水循环泵，进行水循环，尽可能减少锅炉的排放量。

锅炉吹扫结束后，减小吸、送风机负荷至最低。

9）关闭四抽及冷段至辅汽供汽电动阀。

10）将轴封及除氧器用汽切换为辅汽，并通知邻机保证辅汽压力。

11）查真空、轴封正常，调整凝结器、除氧器水位正常。

12）汽机转速下降后，根据情况需破坏真空时，应快关高、低压旁路阀，打开真空破坏阀。

13）注意汽机惰走情况，加强汽机胀差、振动以及上下缸温差等监视，倾听汽轮机内部声音正常。

14）将励磁电流降到最小。

15）注意汽机惰走情况，对机组进行全面检查，跳机原因不消除，禁止再启动，机组不能很快恢复运行时，应机组停止运行步骤进行后续停机处理。

16）若汽机确认为保护误动，应立即申请调度，准备重新启动机组，恢复并网运行。

③50%RB

RB动作现象

a）LCD上光字牌发任一“机组负荷能力”报警，

b）相应的主要辅机跳闸报警。

c）机组负荷指令受RB逻辑联锁控制并进行自动降负荷，条件满足时，发“机组RB动作”信号，自动由“机炉协调”控制切换为“机跟随”方式。

下列设备跳闸（实际负荷大于RB动作负荷时）机组控制系统发出RB动作信号

a）任意一台空预器跳闸。

b）任意一台引风机跳闸。

c）任意一台送风机跳闸。

d）任意一台一次风机跳闸。

e）任意一台汽动给水泵跳闸。

f）电动给水泵跳闸。

机组RB的控制逻辑

a）当机组负荷在小于300MW，发出故障报警，RB不动作。

b）如果机组负荷在300-480MW之间，任一台汽动给水泵运行中跳闸，RB逻辑动作为：

1）发出电泵启动信号。

2）电泵自启动成功，不发RB信号，机组仍为协调控制。

3）可依据机组工况进行给水量调整。

保持汽、电泵并列运行。

4）锅炉主站指令强制负荷指令≤480MW。

5）如果电泵未启动，机组发RB信号，机组控制方式切为机跟随。

自上向下自动停运磨煤机，保持三台磨煤机运行。

锅炉主站指令强制将负荷指令减至300MW，300秒后自动释放。

c）如机组负荷在480－600MW之间，任一台汽动给水泵运行中跳闸，RB逻辑动作为：

1）自动联启电泵。

2）电泵自启动成功，不发RB信号，机组仍为协调控制。

3）锅炉主站指令强制至480MW，300秒后释放后由RB指令维持在480MW运行。

4）如果电泵未启动，机组控制方式切为机跟随。

自上向下自动停运磨煤机，保持三台磨煤机运行。

锅炉主站指令强制将负荷指令减至300MW，300秒后自动释放。

d）机组负荷在高于300MW负荷，任一空预器、引风机、送风机、一次风机运行中跳闸，RB逻辑动作为：

1）锅炉主控指令强制至300MW，释放后由RB指令维持在300MW运行。

2）机组发出RB动作信号，自动由“机炉协调”控制切换为“机跟随”方式。

3）自动按顺序停运磨煤机组。

e）机组RB的同时，将以下列方式跳闸磨组：

1）A、E、C、B、D、F磨运行——跳B、D、F磨，每隔2秒跳闸一台煤煤机。

2）A、E、C、B、D或F磨运行——跳B、D或F磨。

3）A、C、B、D或F磨运行——跳D或F磨。

4）A、E、C、B磨运行——跳B或C磨

5）A、E、B、D或F磨运行——跳D或F磨

6）三台磨运行时不跳磨。

处理

1）任一汽泵跳闸后应立即检查电泵自启动是否正常，并监视自动并泵程序，必要时进行手动干预。

检查机组控制方式切换是否正常，否则立即手动切换。

2）检查实际负荷已至RB动作设定值，否则立即手动将机、炉降低机组负荷，至RB要求值。

3）密切注意给水量，维持在正常范围内，注意对汽压、汽温的调整。

4）检查机组真空、振动、胀差、轴向位移和推力轴承工况的变化。

5）调整锅炉燃烧，维持炉膛压力正常，可投部分油枪稳定燃烧。

6）调整机组运行工况，使其稳定在新的负荷点上。

7）查明RB动作原因，如跳闸设备误动，立即恢复。

8）如跳闸设备确有故障，将其隔离，通知检修处理。

9）如检查未发现明显故障，可试启一次跳闸设备。

10）设备故障消除后，尽快恢复机组正常运行方式。

4厂用电全部中断

厂用电中断的现象：

a）交流照明熄灭，事故照明灯亮。

光字牌报警。

b）锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。

c）厂用母线电压降到零，无保安电源的交流电机均跳闸。

厂用电中断的原因：

厂用电工作电源事故跳闸，备用电源未自投或自投未成功

厂用电中断的处理：

1）确认主机事故直流油泵、小机事故直流油泵、空侧直流油泵及氢侧直流油泵自启动，否则手动启直流事故油泵。

2）确认柴油发电机自启动，否则手动启动柴油发电机，使保安段带电。

3）确认直流系统正常。

4）确认UPS切换正常。

5）厂用电中断后，应复归设备并将设备联锁切除。

6）手动关闭可能有汽水倒入汽机和凝汽器的阀门。

7）保安段带电后，启主机交流润滑油泵、高压密封油泵、小机交流润滑油泵、密封油交流油泵，停直流油泵。

启各辅机油泵。

UPS切换为正常方式运行。

8）机组惰走过程中，应注意监视润滑油压、油温及各轴承金属温度和回油温度。

9）查明备用电源未自投或自投未成功的原因，应尽快投入备用电源。

10）主机静止后如厂用电仍未恢复，应记录停转时间，当厂用电恢复后，按规定投盘车。

11）投入连续盘车4小时后，才可重新冲车。

12）厂用电中断后，除根据情况必须的操作外，一般维持设备的原状

13）厂用电恢复后，机组的启动程序原则上按机组热态启动的顺序进行。

5厂用电部分中断

1.现象：

a）故障段母线电压指示为零。

b）故障段开关电流到零。

c）故障段上低电压保护投入的设备跳闸。

d）故障段上的运行设备跳闸后，其备用设备联启。

2.厂用电中断的原因：

厂用电工作电源事故跳闸，备用电源未自投或自投未成功。

3.处理：

1）未查清楚原因之前，禁止给失电母线送电。

2）立即开启未自投的备用设备和恢复已自投设备的开关。

3）故障段上的未跳闸的设备应手动断开。

4）若锅炉MFT未动作，应尽量维持机组运行，投入稳燃油枪。

5）若锅炉MFT动作，按锅炉MFT动作处理。

6）查明原因，尽快恢复厂用电。

7）厂用电恢复后，将直流油泵倒为交流油泵运行。

2锅炉异常处理

①水冷壁、省煤器、过热器及再热器管损坏

现象：

1）锅炉泄漏检测装置报警。

2）炉本体有明显的泄漏响声,爆管严重时，不严处向外喷炉烟或蒸汽。

3）锅炉给水流量明显大于蒸汽流量。

4）炉膛及烟道负压减小或变正，摆动幅度较大。

原因：

1）停炉保养不良，使管子在停炉期间发生腐蚀减薄。

2）给水、炉水及蒸汽品质长期不合格，使管壁内严重腐蚀。

3）管子结垢，运行中过热损坏。

4）运行控制不当，造成短期超温导致爆管。

5）管子长期超温运行。

6）管材制造、焊接工艺不合格。

7）管内有异物堵塞。

8）使用材料不当，使运行温度超过管子允许的最高使用温度范围。

9）管子磨损。

10）AGC投运后，机组负荷变动过于频繁，造成管子运行温度长期频繁变化，因热疲劳而损坏。

11）炉膛爆炸或大块焦渣脱落，使水冷壁损坏。

处理：

1）检查确证泄漏的部位，如果是水冷壁或省煤器泄漏，泄漏部位又不是水冷壁角部，且泄漏不严重，给水流量能够满足机组负荷需要，各水冷壁金属温度不超温，管间温差在允许范围时，汇报申请停炉，并密切监视泄漏发展情况

2）若水冷壁或省煤器泄漏严重，给水流量不足，蒸汽温度急剧升高或管间温度偏差越限时，应立即汇报并紧急降负荷后停止锅炉运行。

3）如果是过热器、省煤器或水冷壁角部管泄漏，应尽快联系停炉处理。

4）如果是过热器或再热器管泄漏，且能维持运行时，应立即降压降负荷运行，汇报申请停炉，并密切监视泄漏发展情况。

5）当过热器或再热器管泄漏严重，无法维持运行时，应立即汇报并紧急降负荷后停止锅炉运行。

6）当严重泄漏，补水量达到最大值，无法维持稳定燃烧或受热面超温时，应立即停炉。

7）爆管停炉后，保留一台吸风机运行，待炉内蒸汽基本消失后，停止该吸风机

8）发现锅炉爆管后，通知电除尘切除部分电场运行，停炉后，连续投入加热和振打。

②空预器、尾部烟道着火

现象

1）空预器进、出口烟温升高，排烟温度升高，烟压异常，氧量变小；空预器火灾探测装置报警,从检查孔处可看到明火。

2）空预器电流摆动大，轴承、外壳温度升高，严重时发生卡涩。

3）热一次、二次风温升高。

4）炉膛压力波动，引风机静叶自动开大，引风机电流上升。

5）再热器侧发生再燃烧时，再热汽温不正常地升高，烟气挡板自动关小，过热器侧发生再燃烧时，屏过入口汽温升高，一级喷水量增大。

原因：

1）锅炉启动（停运）过程中，煤、油混燃时间太长，使尾部受热面、空预器波形板积存燃料。

2）锅炉燃油期间油枪雾化不良。

3）锅炉低负荷运行时间过长，使尾部烟道内积存可燃物。

4）煤粉过粗或燃烧调整不当，使未燃尽的煤粉进入锅炉尾部烟道。

5）吹灰器故障，长期投运不正常。

处理：

1）空预器入口烟温不正常升高时，应分析原因并采取相应调整措施，同时对烟道及空预器受热面进行吹灰。

2）经处理无效使空预器出口烟温上升至250℃时，汇报值长，按紧急停炉处理。

3）停炉后，停引、送风机，炉膛严禁通风，严密关闭着火侧风烟挡板。

4）开启消防水进水阀门进行灭火，并开启风烟道有关放水门保证放水畅通。

水量不足时可投入空预器水冲洗系统，增加灭火水量，投入相应吹灰器进行灭火。

5）保持空预器运转，严禁打开空预器人孔门观察。

6）确认明火消除，且尾部烟道各段温度正常后,谨慎起动吸、送风机以25％～30％的风量通风10分钟。

复查正常,且设备未遭到损坏时,清除可燃物质并汇报值长,锅炉可以重新点火启动。

3炉前油系统的故障处理

1.油角阀内漏的故障原因：

主要是因为油角阀长期的开关和油角阀的生产工艺不行，造成正常运行时，在非油枪运行时，因为母管带压，造成一部分燃油会渗漏到炉膛中去，这样一方面会造成燃油的浪费，另一方面从安全的角度考虑，渗漏到炉膛中的燃油可能被带出，粘结在尾部烟道上，析出可燃气体和碳黑，经长时间的积聚会引起尾部烟道的二次燃烧。

2.预防：

1）在全粉燃烧的过程中要定期监视燃油系统中进回油母管的流量监测装置，并对流量装置进行定期校验，以检测油角阀是否泄漏。

2）炉膛和烟道尤其是尾部烟道要进行定期吹灰，防止油角阀的泄漏而造成炉膛的爆燃和尾部烟道的二次燃烧。

3）炉膛附近的管道、阀门、焊缝的渗漏，主要是因为这些地方的温度较高，当管道、阀门、焊缝出现渗漏的现象很容易造成管道、阀门的外包覆层的着火燃烧，甚至造成火灾的扩大，危及其他正常运行设备的安全。

4）认真做好油枪的定期试验工作。

每次投油时必须到就地进行检查，及时发现处理油枪的泄漏情况。

④主蒸汽温度异常

现象

1）主汽温度高576℃或低566℃报警。

2）若遇受热面泄漏或爆破，则爆破点前各段工质温度下降，爆破点后各段温度升高。

原因

1）DCS协调系统故障或手动调节不及时造成煤/水比失调。

2）燃料结构或燃烧工况变化。

3）炉膛火焰中心改变。

4）减温水阀门故障或控制失灵，使减温水流量不正常地减小或增大。

5）给水温度或风量不正常。

6）过热器处发生可燃物再燃烧。

7）机组辅机故障造成较大负荷变化。

8）炉膛严重结焦。

9）受热面泄漏、爆破。

处理

1）发现DCS故障导致煤/水比失调时或减温水失控应立即解除自动，手动调整煤/水比和减温水，控制过热汽各段温度在规定范围内，DCS系统正常后将煤/水比和减温水投入自动。

2）出现RB动作、跳磨、掉焦、吹灰、给水泵跳闸、高加解列等工况发生大幅扰动时，汽温控制由DCS自动调整,值班员尽量不要手动干预，但应注意自动调节状况和汽温的变化，必要时可对分离器出口温度定值进行适当的修正，保证各点温度在允许范围内。

当发现自动调节工作不正常，汽温急剧变化时值班员应果断切为手动调整汽温。

3）减温水阀门故障造成汽温异常时，将相应的减温水自动切换为手动调整，必要时适当降低分离器出口温度，降低主汽温度运行，严防主汽温度和管壁超温，及时通知检修处理。

4）主汽系统受热面或管道泄漏应及时停炉处理，泄漏可能会造成蒸汽温度异常，在维持运行期间如主汽温度自动不能正常工作，应将其切为手动进行调整。

5）任何情况造成主汽温度和受热面金属温度超温且短期调整无效时，应果断切除上层制粉系统降负荷，也允许切除全部制粉系统，保持锅炉燃油运行，确保受热面的安全。

6）调整炉膛火焰中心高度。

7）若主汽汽温高，但分离器出口过热度低时则对炉膛水冷壁进行吹灰。

8）加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移，轴振及轴瓦温度的监视。

9）当汽机侧主汽温度十分钟内急剧降低50℃时，应故障停机。

10）采取上述措施后，主汽温度高达到595℃，或过热器金属壁温高报警后主汽温度仍继续升高无法控制则手动MFT。

⑤再热蒸汽温度异常

现象

1）再热蒸汽温度高报警（574℃）。

2）再热系统各点温度上升。

3）若遇受热面泄漏或爆破，则爆破点前各点温度下降，爆破点后各点温度上升。

原因

1）再热器减温水阀门或省煤器出口烟气档板故障或自动调节失灵，造成再热器减温水量减少或低温再热器烟气流量过大。

2）锅炉风量偏离对应工况较大。

3）炉膛严重结焦。

4）煤质突变。

5）再热器受热面泄漏爆破或再热器处发生可燃物再燃烧。

6）冷再安全门动作。

7）主汽温度异常。

8）旁路误开。

9）主汽系统爆管。

处理

1）发现DCS故障导致再热汽温自动调节失控，应立即解除自动，手动调整再热汽温，DCS系统正常后再投入再热汽温调整自动。

2）出现RB动作、跳磨、掉焦、吹灰等燃烧工况发生大幅扰动时，汽温控制由DCS自动调整,值班员尽量不要手动干预，但应注意自动调节状况和汽温的变化。

当发现自动调节工作不正常，汽温急剧变化时值班员应果断切为手动调整汽温。

3）烟气挡板故障造成汽温异常时，将烟气挡板自动切换为手动调整，必要时投入事故减温水降低温度，严防再热蒸汽温度和管壁超温。

4）事故减温水门故障造成汽温异常时，切除事故减温水自动，烟气挡板保持自动方式运行，紧急情况时安排操作员就地手动控制减温水阀，严防再热蒸汽温度和管壁超温或汽温过低。

5）再热蒸汽系统受热面或管道泄漏应及时停炉处理，泄漏可能会造成蒸汽温度异常，在维持运行期间如再热蒸汽温度自动不能正常工作，应将其切为手动进行调整。

6）任何情况造成再热蒸汽温度和受热面金属温度超温且短期调整无效时，应果断切除上排制粉系统降负荷，也允许切除全部制粉系统，保持锅炉燃油运行，确保受热面的安全。

7）如是风量偏离对应工况较大造成再热蒸汽温度，则应调整锅炉风量至正常。

8）再热蒸汽温度异常，应及时调整燃烧，对受热面进行吹灰，必要时可适当降低主蒸汽温度调整再热蒸汽温度。

9）如再热器处发生可燃物再燃烧，造成再热汽温度升高时，除迅速采取降温措施外，还应分别按相应规定进行处理。

10）采取上述措施后，再热蒸汽温度高达到595℃，或再热器金属壁温高报警后再热蒸汽温度仍继续升高无法控制则手动MFT。

11）如蒸汽参数无法控制，达汽机故障停机条件时应请示停机。

6锅炉给水流量低

现象

1）主蒸汽流量及机组负荷下降。

2）锅炉受热面工质温度上升。

原因

1）给水泵故障或跳闸。

2）给水系统泄漏。

3）给水系统阀门故障。

4）给水自动控制失灵。

处理

1）给水泵跳闸，RB功能动作，DCS系统自动进行处理，值班员尽量不要手动干预。

当发现自动控制系统工作不正常时应果断切换为手动调整。

手动调整时，首先启动电动给水泵，尽量将给水增加至跳闸前的给水流量，依据给水量调整燃料量。

2）由于给水系统泄漏造成给水流量低，机组降压降负荷运行并申请停机。

若发现高加泄漏应立即切除高加运行，根据给水温度降低情况注意监视分离器出口温度变化，及时调整主汽温度稳定。

给水系统泄漏严重威胁人身及设备安全时应立即停止机组运行。

3）给水泵或阀门故障给水流量不能正常调整时，应将燃料量调整至对应的给水流量，稳定机组负荷运行，通知检修维护进行处理。

如运行中无法进行处理，应申请停机处理。

4）给水自动调节系统工作不正常时，应立即切至手动调整，及时通知热工进行处理。

5）给水流量低时锅炉沿程蒸汽温度升高，注意对各段蒸汽温度和受热面壁温的监视。

发现超温要及时减少燃料量，必要时切除制粉系统，严禁机组超温运行。

6）给水流量低至MFT保护动作，按紧急停炉处理。

锅炉汽水分离器出口温度高

现象：

锅炉汽水分离器出口温度高报警。

原因

1）各种原因造成煤-水比失调。

2）机组升、降负荷速度过快。

处理

1）发现水/煤比失调后应立即修订自动设定值或切至手动调整，降低燃料量或增加给水量。

2）运行中升、降负荷应按规定的负荷率进行，尽量避免升、降负荷速度过快，造成分离器温度高时应暂停升、降负荷，待汽温稳定后再进行调整

4汽轮机异常运行及事故处理

i.汽轮机水冲击

9.4.1.1现象

1.CRT报警，显示汽轮机上下缸温差大于42℃。

2.高、中压主汽阀，高、中压调阀或任一抽汽电动阀、抽汽逆止阀门杆冒白汽。

3.抽汽管道发生水冲击或产生振动，管道上下壁温差大于42℃。

4.轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高，汽缸及转子金属温度突然下降，差胀减少并向负方向发展。

5.机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动增大。

9.4.1.2原因

a）汽水分离器满水。

b）主、再热蒸汽减温水调整不当。

c）机组负荷急剧变化，主、再热蒸汽温度急剧降低。

d）本体疏水不良。

e）蒸汽管道疏水不畅。

f）除氧器或高、低加满水。

g）轴封蒸汽温度调整不良，轴封带水。

9.4.1.3处理

1）当发现高压主汽阀、调阀或抽汽电动阀、抽汽逆止阀门杆冒白汽时，应紧急停机

2）当发现汽轮上下缸温差达42℃应及时汇报领班、值长。

严密监视主、再热蒸汽汽温，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，汽轮机上下缸温差大于56℃，应紧急停机。

各参数异常变化时，按本规程的有关规定处理。

3）开启内、外缸及有关蒸汽管道疏水阀。

4）若是加热器满水引起的进水应隔离加热器运行，并开启其抽汽管道疏水阀。

5）当汽轮机因水冲击而停机后，应先进行手动盘车，检查机组无异常后，方可投入连续盘车，在再启动前保持18小时连续盘车。

6）汽轮机因水冲击紧急停机过程中，若伴有轴向位移大报警或跳闸信号，则停机后应由检修进行推力轴承解体检查，否则禁止启动汽轮机。

7）汽轮机紧急停机过程中，若惰走时间明显缩短，且伴有金属碰撞声，则汽轮机应揭缸检查，否则禁止启动汽轮机。

8）汽机再启动时上、下缸温差应＜42℃，转子偏心度＜0.075mm或不大于原始值的0.02mm。

9）如果转子被卡住，应设法每小时将机组盘车一次，当转子转动自如时，应继续谨慎的连盘。

9.4.2汽轮发电机组振动异常

9.4.2.1原因

1）机组负荷、参数骤变。

2）汽缸膨胀受阻，导致转子中心不正。

3）润滑油压、油温变化或油中进水、油质乳化、油中含杂质使轴瓦钨金磨损。

4）汽轮发电机组动、静部分摩擦。

5）汽轮机发生水冲击。

6）汽轮机叶片断裂。

7）支持轴承及推力轴承工作失常，轴承地脚螺栓松动，或轴瓦松动。

8）发电机静子、转子电流不平衡或发电机磁力中心变化及转子线圈短路。

9.4.2.2处理

1）当机组振动增大时，应注意各表计变化，迅速查明原因。

2）当机组振动达0.125mm报警时应向值长汇报。

3）降低机组负荷及其它相应的措施控制振动值上升。

4）若是机组负荷、参数变化大引起机组振动，应尽快稳定负荷、参数，同时注意机组胀差、轴向位移及汽轮机上下缸温差的变化。

5）检查润滑油温、油压及各轴承运行情况，并调整至正常。

6）就地检查汽轮发电机组运行情况。

7）检查汽轮机上、下缸温差应小于42℃，否则按有关规定处理。

8）若振动是由电气原因引起应及时汇报领班、值长，要求降负荷。

9）经采取措施，机组振动仍继续增大至0.25mm时，机组应紧急停机。

10）机组因振动大而停机后，应先手动盘车，检查动静部分无摩擦后，方可投入连续盘车。

9.4.3汽轮机轴向位移增大

9.4.3.1原因

1）负荷或蒸汽流量突变。

2）叶片严重结垢。

3）叶片断裂。

4）主、再热蒸汽温度和压力急剧下降。

5）轴封磨损严重，漏汽量增加。

6）发电机转子串动。

7）系统周波变化幅度大。

8）凝汽器真空下降。

9）汽轮机发生水冲击。

10）推力轴承磨损或断油。

9.4.3.2处理

1）当轴向位移增大时，应严密监视推力轴承的进、出口油温、推力瓦金属温度、胀差及机组振动情况。

2）当轴向位移增大至报警值时，应报告值长，要求降低机组负荷。

3）若主、再热蒸汽参数异常，应恢