火力发电厂汽轮机运行事故处理.docx
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火力发电厂汽轮机运行事故处理
第七篇汽轮机事故处理
事故处理原则
1.在值长统一指挥下，迅速处理故障。
有关领导协助处理事故时，所下操作命令必须通过值长下达。
2.事故处理遵循“保人身、保设备、保电网”的原则。
事故处理人员应根据事故象征，迅速确认设备发生的故障性质、原因，消除对人身、设备的威胁，必要时应解列或停运故障设备。
3.根据单元机组的运行特点，任一专业或岗位事故，都将直接影响整个单元机组的安全。
因此，发生故障时，各岗位应互通情况，在值长和班长的统一指挥下，密切配合，迅速处理故障。
4.禁止与消除故障无关的人员停留在发生故障的地点。
5.迅速查清事故原因及故障的性质、地点和范围，及时采取正确的措施，消除故障，同时应注意保持非故障设备的连续运行。
如故障原因不明或故障未消除禁止恢复故障设备运行。
必须迅速报告主值,共同观察研究处理。
当发生本规程内没有规定的故障现象时，运行人员必须根据自己掌握的知识加以分析判断，主动采取对策，并尽可能的把故障情况逐级汇报。
6.确保厂用电系统及其所带负荷用户的供电，如厂用电失去，要确保保安电源安全停机，并尽快恢复厂用电系统供电。
7.事故处理时头脑要镇静，分析要周密，判断要正确，处理要果断，行动要迅速。
不应急躁慌张，否则不但不能消灭故障，反而使故障扩大。
在事故处理时，值长及班长下达命令一定要清晰，运行人员必须执行重复命令制度，命令执行后，应向发令人汇报。
8.事故处理过程中应迅速、正确地执行上级命令，如认为上级命令有错误，应申明理由拒绝执行，如上级坚持，应执行并做好记录，如执行后会对人身、设备、系统造成危害，应申明理由拒绝执行，并汇报有关领导。
9.事故情况下，运行人员必须坚守岗位，如事故发生在交接班期间，应延缓交接班，无关人员应远离故障现场，协助人员必须在统一指挥下进行。
10.事故处理完毕，应将发生事故的时间、现象、原因、运行方式及处理情况如实、详细地记录在交接班日志上，并对发生的事故进行分析、总结经验。
11.有关技术领导在机组发生故障时，必须尽快赶赴现场协助事故处理，并给予运行人员必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触。
预想题目
#12机任意一台给水泵跳闸
预想人
王兴银
参加人员
郑志明刘敏赵凯凯齐学智王兴银董文静郭伟杰王文博赵艳丽
运行方式
机组负荷260MW，工抽70T/H，机炉协调，RB投入#12-B汽泵电泵运行，#12-A汽泵检修
事故现象
1.给水泵跳闸声光报警2.给水压力下降3.给水流量下降4.除氧器水位升高，5.凝汽器水位上水
处理过程
1.汇报值班长给水泵跳闸，并通知锅炉，立即检查RB是否动作，
2.若RB动作，立即退出工业抽汽，检查RB动作后负荷减至120MW,并配合锅炉控制好主汽压力及主再热温度，注意调整凝汽器，除氧器水位，辅汽压力及轴封压力在正常范围内，注意监视机组胀差，轴向位移，振动，缸温等参数正常，并联系邻机注意辅汽压力及抽汽流量的变化。
3.若因电泵跳闸，立即联系电气，检查电泵跳闸原因
4.待电泵跳闸原因消除后，启动电泵接待负荷。
5.若RB未动作，立即与锅炉联系，退出协调投入功率回路，根据主汽压力减负荷，并退出工业抽汽。
6.若因汽泵跳闸，检查汽泵各参数正常，立即联系检修，检查汽泵跳闸原因，尽快处理，汽泵跳闸原因消除后，冲转汽泵接待负荷
7.负荷降至最低时，任无法维持时试启各油泵正常，，应联系班值长准备停机。
8.待机炉原因消除后，做好开机的准备。
破坏真空紧急停机：
37.1破坏真空紧急停机的条件：
1）汽轮机转速升高到危急保安器动作转速（3360r/min）而电超速保护和危急保安器不动作。
2）机组发生强烈振动，数值达0.254mm，或汽轮机内部有明显的金属摩擦声或撞击声。
3）轴向位移大至±1mm。
4）汽轮机胀差小于-1.0mm或大于15.8mm。
5）轴承润滑油压低至0.048MPa。
6）汽轮机发生水冲击或10分钟内主，再热汽温直线下降50℃，上、下缸温差超过55.6℃，抽汽管道进水报警且超过跳闸值。
7）轴封处摩擦发生火花。
8）汽轮发电机组任意一个轴承回油温度急剧上升至82℃或轴承断油冒烟。
9）汽轮发电机组轴承金属温度达到一定值见表
汽轮发电机组轴承金属温度
轴承号
1
2
3
4
5
6
推力瓦任一点
温度℃
113
113
113
113
107
107
107
10）汽轮机主油箱油位低至－563mm，又不能及时补油时。
11）油系统着火，不能迅速扑灭，严重威胁机组及油箱安全时。
12）发电机、励磁机冒烟着火，不能及时扑灭时。
13）主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破，威肋机组安全运行时。
14）主机两台润滑油冷却器大量漏油。
15）机组任一跳闸保护达到动作值而保护拒动时。
37.2破坏真空紧急停机操作步骤：
1）在控制室按下“紧急停机”按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于“脱扣”位置，检查发电机解列，锅炉MFT，高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各抽汽逆止门及电动门应关闭，负荷到0，汽机转速应下降。
2）启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常。
3）用主汽向轴封供汽（送不上时可用辅汽），真空到零，停止向轴封供汽。
4）解除真空泵联锁，停止真空泵运行，开启凝汽器真空破坏门。
5）关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门，并禁止向凝汽器排汽及热水。
6）#1、#2汽动给水泵小机跳闸时，确认电动给水泵联启，运行正常。
7）密切监视串轴、胀差、推力瓦温度、轴承金属温度及辅助设备运行情况。
8）检查凝汽器、除氧器、高低压加热器水位正常。
9）转速下降至600r/min时，检查顶轴油泵是否投入，否则应手动开启。
10）惰走过程中仔细检查机组运转情况，仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。
11）转速到零，投入连续盘车。
12）完成运行规程所规定的停机其它操作，并汇报值长。
不破坏真空紧急停机：
1）EH油压低到9.3MPa。
2）DEH工作失常，汽机不能控制转速或负荷。
3）汽水管道破裂，无法维持机组运行。
4）主蒸汽压力升高，汽机主汽门前压力升高至21.7MPa。
5）主蒸汽或再热蒸汽温度上升至555～565℃且运行时间在10min及以上，或上升至565℃以上。
6）主汽门前汽温在5分钟内降至465℃（主再热蒸汽温度10分钟下降50℃）。
7）高压缸排汽温度大于424℃，调节级压力与高压缸排汽压力之比<1.7，且发电机出口开关闭合，高压或低压旁路阀打开。
8）凝汽器真空低至0.081MPa，经减负荷到零仍不能恢复或循环水中断。
9）发电机周波不在48.5Hz～51.5Hz之内。
10）发电机定子线圈冷却水中断30秒后不能恢复或定子冷却水出口水温达90℃。
11）炉跳机或电跳机联锁保护拒动时。
12）低压缸排汽温度高达120℃连续运行15分钟，或超过121℃。
13）高、中压主汽门前两侧温差达42℃且运行时间达15分钟，或大于42℃。
14）主、再热蒸汽温差超限。
15）汽轮机失去全部热控电源，短时间不能恢复时。
16）厂用电全部失去，不能恢复时。
17）发电机主要保护动作。
不破坏真空紧急停机操作步骤：
1）在控制室按下“紧急停机”按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于“脱扣”位置，检查发电机解列，锅炉MFT，高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各抽汽逆止门及电动门应关闭，负荷到0，汽机转速应下降。
2）启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常。
3）用主汽向轴封供汽（送不上时可用辅汽）。
4）#1、#2汽动给水泵小机跳闸时，确认电动给水泵联启，运行正常。
5）密切监视串轴、胀差、推力瓦温度、轴承金属温度及辅助设备运行情况。
6）检查汽轮机本体疏水门动作正常。
7）检查凝汽器、除氧器、高低压加热器水位正常。
8）转速下降至600r/min时，检查顶轴油泵是否投入，否则应手动开启。
9）惰走过程中仔细检查机组运转情况，仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。
10）真空到零，停轴封汽。
11）转速到零，投入连续盘车。
12）完成运行规程所规定的停机其它操作，并汇报值长。
主、再热蒸汽参数异常：
40.1压力异常：
40.1.1现象：
1）主蒸汽压力异常
2）主蒸汽压力指示升高或降低。
3）主蒸汽压力高或低报警。
40.1.2原因：
4）机组负荷骤变。
5）锅炉调节不当或自动控制故障。
40.1.3处理：
1）主蒸汽压力变化时要求锅炉调整，尽快恢复至正常范围。
2）若负荷变化过快引起主蒸汽压力异常，应稳定负荷，待压力恢复正常后再进行负荷变动。
3）若主蒸汽压力升高，在机组不超负荷的情况下适当增加机组负荷，并注意主汽温度、凝汽器真空、排汽温度、轴向位移、差胀的变化。
4）汽压下降时，应根据情况适当关小调门，主汽压力低于额定压力90％，减负荷至主蒸汽压力恢复到14.9MPa，否则手操减负荷。
5）当主汽门前压力升至17.5MPa时应汇报值长。
主汽压在17.5MPa～21.7MPa，全年累计运行时间不超过12小时。
6）主汽门前压力升高至21.7MPa，联系值长，脱扣停机。
7）主汽门前压力恢复后按正常方式带负荷。
40.2主、再热蒸汽温度异常
40.2.1主蒸汽温度异常现象：
1）机组负荷骤变。
2）主、再热蒸汽温度指示升高或降低。
3）主、再热蒸汽温度高或低报警。
40.2.2原因：
1）主、再热蒸汽减温水调节不当或失灵。
2）汽包满水。
3）锅炉燃烧调节不当或失灵。
4）锅炉严重结焦。
5）水质不合格，汽水共腾。
40.2.3处理：
1）主、再热蒸汽温度变化时要求锅炉调整，尽快恢复至正常范围。
1）主、再热蒸汽温度上升至545℃，应汇报主值或值长要求锅炉尽快恢复，主、再热蒸汽温度在545℃～551℃之间，全年累计运行时间不超过400小时。
2）主、再热汽温上升至565℃，运行15分钟仍不能恢复或超过565℃，汇报值长，脱扣停机。
主、再热蒸汽温度在565℃运行全年累计运行时间不超过80小时。
3）主、再热汽温下降至520℃，应汇报主值或值长，要求锅炉调整。
4）主、再热汽温下降至495℃，机组带额定负荷，若汽温继续下降，联系主值或值长采取滑压运行，汽温每下降１℃降负荷10MW，开启汽机本体疏水，并保持蒸汽过热度不小于150℃。
汽温下降与机组负荷对照表
汽温下降与机组负荷对照表
汽温℃
495
490
485
480
475
470
465
465以下
负荷MW
300
250
200
150
100
50
0
停机
5）主、再热汽温下降至465℃，虽经调整和减负荷到零仍不能恢复，脱扣停机。
6）主、再热汽温下降，在2分钟内下降50℃以上，汇报主值或值长，脱扣停机。
7）正常运行时，高压或中压主汽门前两侧温差应小于14℃，温差达42℃且运行时间达15分钟，或大于42℃，应汇报主值或值长，脱扣停机，且不能在4h内出现第二次这种运行方式。
8）主蒸汽温度与再热汽温度的偏差，应按表49规定限额处理，运行时要尽量避免出现短时间的周期性温度波动，如偏差超过正常值，应联系锅炉及时调整，并汇报主值，偏差超过允许的最大值时，应不破坏真空紧急停机。
9）机组负荷在0～225MW范围内，仅允许正温差（即主汽温－再热汽温＝＋△T℃）。
10）机组负荷在225～300MW范围内，允许正温差或负温差（即主汽温－再热汽温＝士△T℃）。
主再热蒸汽温差限值表
负荷（MW）
允许偏差△T℃
正常值
最大值
0
＋28
＋83
225
＋28
＋42
300
＋28－28
＋42－28
11）汽温、汽压同时下降时，按汽温下降处理。
12）运行中汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、轴向位移、推力轴承温度、汽机上、下缸温差及转子应力变化情况的监视。
凝汽器真空下降：
41.1现象：
1）DEH与DCS画面显示凝汽器真空降落。
2）DEH、DCS画面显示低压缸排汽温度升高。
3）“真空低”声光报警。
4）机组负荷相应下降。
41.2原因：
1）循环水泵故障，循环水系统阀门误关或开度不够，循环水量减少，循环水中断。
2）凝汽器热水井水位高。
3）轴封系统工作不正常。
4）真空泵故障或真空泵气水分离器水位过高、过低。
5）真空系统泄漏。
6）小汽机轴封系统异常。
7）旁路系统误开。
8）真空破坏门误开。
9）大小机排大气安全门是否有裂纹。
41.3真空降落时处理原则
1）发现凝汽器真空降落应将DEH与DCS画面真空指示相对照，并对照排汽温度，检查汽封压力、循环水压力和凝汽器水位等，迅速查明原因，及时处理，同时汇报班长和值长。
2）若真空系统正有操作，应立即停止操作，并恢复操作前状态。
3）发现真空异常下降且不能稳定时，应启动备用真空泵，提高凝汽器真空。
4）真空降落至0.087MPa，“真空低”报警，备用真空泵应联启，否则手动启动。
5）真空降落至0.088MPa时，机组带额定负荷，如继续降低，应汇报主值和值长降低机组负荷，随着真空的逐渐下降应相应地及时降低机组负荷，按真空每降落0.001MPa降负荷50MW；当真空降至0.082MPa时，机组降负荷到零。
6）真空降至0.081MPa汽机应自动脱扣，“真空低跳闸”报警；ETS盘“LV”灯亮；跳闸通道AS#1、#2灯亮；按故障停机条例进行停机
7）真空降落时，应注意汽动给水泵的运行，必要时切换至电动给水泵运行。
8）注意低压缸排汽温度的变化，达80℃时投入排汽缸喷水；如果排汽温度达121℃并且在15分钟内降不下来或超过121℃，应汇报主值和值长脱扣停机。
9）因真空系统管道或设备损坏而造成真空降落时，除了按照正常处理外，还应立即隔绝故障部分系统的设备；隔绝无效，但能维持一定的真空时，应汇报处理，真空不能维持时应减负荷停机。
10）检查循环水泵运行正常，备用泵出口蝶阀在关闭状态，系统压力正常，凝汽器进、出水门在开启状态。
11）检查真空泵运行状况及蝶阀状态是否正常，如不正常则应立即联系处理。
41.4处理：
1）检查轴封系统：
1.轴封供汽母管压力是否正常，若压力低，则应检查轴封汽源及溢流门动作是否正常。
2.检查轴加风机运行是否正常，轴加水位是否过高，如有异常，应及时处理。
3.检查真空破坏门是否关闭严密。
4.检查小机轴封系统阀门状态是否正确，负压系统是否泄漏，如泄漏则启动电动给水泵，解列泄漏的小机并关闭其排汽蝶阀。
5.事故停机时应关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器疏水门，并禁止向凝汽器排汽及热水。
2）循环水中断：
1.循环水中断时，真空急剧下降，“低真空”报警。
2.循环水中断应立即恢复循环水，无法恢复应立即脱扣停机，锅炉“MFT”，发电机解列，注意汽轮机转速应下降。
3.开启交流润滑油泵运行，注意润滑油压正常。
4.严禁使用旁路系统（包括锅炉５％旁路至凝汽器）。
5.关闭循环水进水门，开启循环水联络门，用邻机循环水供本机开式水用户。
6.注意润滑油温及各热交换器温度的变化。
7.关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门。
8.循环水中断，使凝汽器温度升高，应待凝汽器冷却到50℃左右时方可向凝汽器送水。
注意对凝结水硬度的监视。
9.开启低压缸喷水降温。
10.真空接近于零，停止汽机轴封供汽，开启凝汽器真空破坏门。
11.根据情况必要时应检查大、小机大气隔膜是否破裂。
12.循环水泵有明显故障或有电气故障信号，严禁抢合循泵。
13.完成停机的其他操作。
3）循环水量减少：
1.检查循环水泵进口旋转滤网是否脏污。
2.检查凝汽器是否积聚空气，开启凝汽器各水室空气门放尽空气后关闭。
3.检查凝汽器循环水进、出水门开度。
4.检查循环水泵运行工况。
5.检查备用循环水泵出口蝶阀状态。
4）凝汽器管板脏污：
现象：
凝汽器进水压力增大，真空逐渐降落。
处理：
运行中投入凝汽器胶球清洗系统；凝汽器半边解列掏脏。
5）凝汽器水位高：
现象：
凝汽器水位高，凝结水温度下降，真空逐渐下降。
原因：
凝结水泵故障或备用凝结水泵出水逆止门倒水；除氧器水位自动调整或凝汽器水位自动调整失灵和手动调整不当等。
处理原则：
运行凝结水泵故障应切换为备用凝结水泵运行，检查原因，若无备用泵或两台凝结水泵均故障，不能立即消除时，应汇报主值和值长脱扣停机，当真空到零后，凝汽器向外排水；备用凝结水泵出水逆止门倒水应关闭其出水门或换泵运行（泵不倒转）；除氧器水位自动调整或凝汽器水位自动调整失灵应改为手动调整。
6）凝汽器铜管破裂大量漏水：
现象：
凝汽器水位升高，水色混浊，硬度增加。
处理：
汇报主值和值长，降低机组负荷，开启#5低加出口门前排水电动门，然后解列半边凝汽器找漏，堵漏。
若运行中无法消除应停机消除。
要特别注意除氧器、凝汽器水位，若除氧器、凝汽器水位无法维持正常运行，应立即停机，并维持凝汽器水位，防止凝汽器水位过高进入汽缸。
真空系统漏空气应检查真空系统管路上的法兰，阀门盘根，大、小机大气隔膜，真空破坏门，处于负压下的抽汽管道及疏水，汽缸结合面，大、小机轴封系统，低压加热器水位计，低压旁路后的管路系统等处是否漏空气，查明漏气地点用填料堵塞空隙，涂抹白厚漆或焊补等方法进行堵漏工作。
甩负荷
在跳机甩负荷情况下，需要开主、再蒸汽管道疏水时，应根据主、再热汽压力、本扩温度逐个开启。
在跳机甩负荷情况下，由于轴封区金属温度较高，轴封供汽一般采用主蒸汽供汽，在主汽供汽故障情况下，再采用辅汽供汽。
42.1机组甩负荷到零，DEH可以控制转速。
现象：
1）负荷到零，调节级压力到零。
2）汽机转速上升后又下降稳定在一定范围内（未超过危急保安器动作转速）。
3）OPC动作。
处理：
1）检查DEH控制汽机转速3000r/min。
2）将轴封汽源切换至主汽供汽，维持轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位。
3）启动电动给水泵运行，停止#1、2汽泵。
4）将辅助联箱汽源切换为邻机供汽。
5）密切注意汽温、汽压、缸温变化，要求锅炉保持一定参数运行。
6）全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常。
7）检查正常后，联系值长，进行发电机并网。
8）机组并网后，按照规定带负荷，并完成其它操作。
42.1机组甩负荷到零，DEH不能控制转速，110％超速保护或危急保安器动作：
现象：
1）负荷到零。
2）汽轮机声音突变。
3）汽机转速升高达到3300r/min。
4）OPC动作后仍不能控制转速。
5）110％超速保护或危急保安器动作并发出报警信号。
处理：
1）检查并确认汽机主汽门、高调门、中调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，汽机转速下降；若转速继续上升应破坏真空紧急停机，汇报值长要求停炉。
2）汽机转速下降时启动交流润滑油泵，检查油压正常。
3）将轴封供汽切换至主汽供汽，维持轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位。
4）确认电动给水泵启动，#1、#2汽泵停止。
5）将辅助联箱汽源切换为邻机供汽。
6）密切注意汽温、汽压、缸温变化，要求锅炉保持一定参数运行。
7）全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常。
8）联系值长对机组重新挂闸启动至3000r/min。
9）机组并网后，按照规定带负荷，并完成其它操作。
10）如果DEH不能维持汽轮机空负荷运行则应停机。
发电机保护动作：
现象：
1）发电机主保护动作来光字牌。
2）机组声音突变，负荷到零，调节级压力到零。
3）汽机转速下降或上升后又下降。
4）主汽门、高调门、中调门、高排逆止门及各级抽汽逆止门、电动门均关闭。
处理：
1）检查汽机主汽门、高调门、中调门及各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，汽机转速下降；若转速继续上升应破坏真空紧急停机，汇报值长要求停炉。
2）启动交流润滑油泵，检查油压正常。
3）将轴封供汽切换至主汽供汽，维持轴封汽压力、凝汽器水位、除氧器水位。
4）确认电动给水泵启动，#1、#2汽泵停止。
5）将辅助联箱汽源切换为邻机供汽。
6）密切注意汽温、汽压、缸温变化，要求锅炉保持一定参数运行。
7）全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常。
8）查明机组跳闸原因，若由于人员误动引起，则汇报值长，机组重新挂闸启动至3000r/min；若由于保护动作引起，则通知有关部门处理，待缺陷消除后，接值长或有关领导通知后，方可重新启动机组运行。
9）机组并网后，按照规定带负荷，并完成其它操作。
10）如果DEH不能维持汽轮机空负荷运行则应停机；机组甩负荷后转速上升超过3300r/min，则应立即破坏真空紧急停机。
11）在各种甩负荷情况下应特别注意汽温变化，以防引起水冲击。
汽轮机严重超速：
现象：
1）汽轮机发生不正常的声音。
2）汽轮机转速超过3300r/min还继续上升。
3）机组振动增大。
主要原因：
1）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。
2）危急保安器超速试验时转速失控。
3）发电机解列后主、再热主汽门、调速汽门，抽汽电动门，抽汽逆止门，高排逆止门等卡涩或关闭不到位。
处理：
1）立即按下汽轮机紧急跳闸按钮或手动危急遮断装置进行紧急停机。
2）检查并确认汽机高中压主汽门、高中压调速气门、高排逆止门及各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，若未关严应设法关严。
3）确认主机缸体疏水门开启，开启主、再热蒸汽管道上疏水，并注意本扩压力、温度。
4）危急情况下可投入高、低压旁路运行，泄压。
5）停止真空泵运行，开启真空破坏门。
6）检查交流润滑油泵联启正常，检查油压正常。
7）真空下降至0.073MPa时应停用高、低压旁路，关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门。
。
8）仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。
9）对机组进行全面检查，并查明原因，待缺陷消除后方可重新启动。
10）必须进行危急保安器升速试验及电超速保护试验，合格后方可并网。
11）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。
12）其余按破坏真空紧急停机处理。
汽轮机水冲击：
主要现象：
1）主、再热蒸汽温度和汽缸温度急剧下降，过热度减少，汽缸上、下缸温差≥42℃，报警。
2）汽机轴向位移、胀差、振动指示增大，并报警。
3）推力轴承回油温度和金属温度升高。
4）清楚地听到汽轮机内部，主、再热蒸汽管道，抽汽管道内有水击声和金属噪声。
5）主、再热蒸汽管道，抽汽管道振动；管道法兰、阀门密封环、汽缸结合面、轴封等处有白色蒸汽冒出。
6）汽轮发电机组声音有明显变化。
7）盘车状态下盘车电流增大。
主要原因：
1）汽包满水。
2）锅炉调整不当。
3）过热器或再热器减温水失控。
4）机组负荷突然增加，主蒸气流量瞬间突增造成蒸气带水。
5）加热器满水且保护失灵或逆止门关闭不严密。
6）机组负荷突增，造成锅炉汽水共腾。
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