3.1.1.油系统过压阀动作； 3.1.2.注油器工作失常或滤网堵塞； 3.1.3.辅助油泵逆止门不严； 3.1.4.滤油器滤网堵塞； 3.1.5.主油泵故障。 3.2.处理：
3.2.1.启动辅助油泵，维持正常油压；
3.2.2.检查辅助油泵逆止门是否严密，过压阀是否动作； 3.2.3.检查滤油器滤网是否清洁，若较脏应切换并清洗滤网； 3.2.4.倾听主油泵声音，若主油泵异常应故障停机处理。 4.主油箱油位下降，润滑油压不变。 4.1.原因： 4.1.1.回油管破裂； 4.1.2.油位计失灵；
4.1.3.油箱放水门及排污门不严或误开； 4.1.4.事故放油门不严或误开； 4.1.5.冷油器轻微泄漏。 4.2.处理：
4.2.1.检查油箱油位计是否灵活，与玻璃管油位计核对指示是否正确；
4.2.2.检查回油管道法兰、事故放油门、油箱放水门及排污门是否漏油；
4.2.3.如漏油处接近高温管道，应设法采取措施防止起火； 4.2.4.设法消除漏油，向油箱中补充新油，当油位继续下降至极限时，应紧急故障停机；
4.2.5.若冷水塔表面有油花，可判断为冷油器泄漏，应切换至备用冷油器运行，并将此冷油器隔离。
5.主油箱油位升高，润滑油压不变。 5.1.原因：
5.1.1.冷油器水侧压力高于油侧压力，而铜管泄漏，造成油中进水； 5.1.2.汽封漏汽量较大，油中含水较多； 5.1.3.排烟风机故障，油箱负压破坏； 5.1.4.润滑油温异常升高。 5.2.处理：
5.2.1.联系化验室化验油质，判断油中是否含水； 5.2.2.开启油箱放水门，放出存水；
5.2.3.检查冷油器是否漏水，水压是否大于油压； 5.2.4.机组负荷变化时应及时调整汽封；
5.2.5.若排烟风机故障，及时联系电气及检修处理。 6.辅助油泵工作失常的处理。 6.1.机组启动时高压油泵故障的处理：
6.1.1.汽轮机转速在2000r/min以上时，应立即启动交流润滑油泵，若交流润滑油泵亦故障，再启动直流润滑油泵，并迅速增加汽轮机转速，使主油泵正常工作为止，迅速抢修故障油泵；
6.1.2.汽轮机转速在2000r/min以下时，应立即启动交流润滑油泵，若交流润滑油泵亦故障，启动直流润滑油泵，停机处理。
6.2.机组停机时油泵故障处理：
6.2.1.停机前发现高压油泵、交直流润滑油泵均不能正常投入，而主机又无严重异常时，应维持汽轮机运行，直到油泵恢复使用后再进行停机；
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6.2.2.停机过程中，若高压油泵故障，应立即启动交流润滑油泵，若交流润滑油泵亦故障，启动直流润滑油泵继续进行停机；
6.2.3.如三台油泵全部故障，则恢复汽轮机3000r/min运行，迅速抢修较容易修复的故障油泵，直到一个或两个油泵修复并试验正常后，方可停机。
7.润滑油温异常的处理：
7.1.冷油器出油温度应保持在38～42℃,根据不同的冷却水温情况调节冷油器进水门的开度；
7.2.如冷油器出油温度超过45℃，且循环水补水门全开时，应报告班长补充工业水；
7.3.如运行中冷油器温度突然升高2～3℃，应汇报班长，检查分析下列原因：
7.3.1.冷油器进出水门是否误关；
7.3.2.冷油器进水滤水器滤网是否阻塞，如滤网较脏，应进行清洗或开启旁路门；
7.3.3.如循环水压力降低应汇报班长增开循环水泵或补充工业水； 7.3.4.检查冷油器水侧是否有空气，必要时可适当关小冷油器出水门放尽空气后再开启；
7.3.5.检查冷油器温升及端差是否正常，如果温升及端差过大，应切换备用冷油器运行，隔绝此冷油器进行铜管清洗。
第九节 机组甩负荷
1.发电机甩负荷到零，调速系统工作正常,危急保安器未动作。 1.1.象征：
1.1.1.电负荷到零，发电机解列，机组声音突变；
1.1.2.主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭，主汽压力升高； 1.1.3.转速上升后又下降，危急保安器未动作。 1.2.原因：
1.2.1.电气部分或热工部分故障，发电机出口开关跳闸使机组甩去负荷；
1.2.2.调节系统动态特性合格，控制机组转速在危急保安器动作转速以下；
1.2.3.由于热工保护投入，发电机解列后，出口开关联动电磁阀动作，造成主汽门及调节汽门关闭，转速下降。
1.3.处理：
1.3.1.检查自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭严密，检查危急保安器未动作；
1.3.2.打闸，旋回主汽门及启动阀，退出同步器； 1.3.3.关闭一抽截门，退出调压器； 1.3.4.注意润滑油压，必要时启动高压油泵。
1.3.5.及时调整汽封及热水井水位，同时投入双减器保证对外供汽。
1.3.6.通知热工退出机电联锁保护及轴向位移油压保护，并重新合闸冲转；
1.3.7.机组定速后，全面检查各部无异常，向电气发出“注意”、“可并列”信号准备并列接带负荷。
2.发电机甩负荷到零，调速系统工作不正常，危急保安器动作。 2.1.象征：
2.1.1.电负荷到零，发电机解列，机组声音突变；
2.1.2.主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭，主汽压力升高；
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2.1.3.转速上升后又下降，危急保安器动作。 2.2.原因：
2.2.1. 电气部分或热工部分故障，发电机出口开关跳闸使机组甩去负荷；
2.2.2.由于热工保护投入，发电机解列后，出口开关联动电磁阀动作，造成主汽门及调节汽门关闭，但因汽轮机调节特性不好，转速飞升过多，致使危急保安器动作。
2.3.处理：
2.3.1.检查自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭严密，检查危急保安器动作；
2.3.2.旋回主汽门及启动阀，退出同步器； 2.3.3.关闭一抽截门，退出调压器； 2.3.4.注意润滑油压，必要时启动高压油泵；
2.3.5.及时调整汽封及热水井水位，同时投入双减器保证对外供汽；
2.3.6. 查找原因并消除后，机组方可重新启动并列。
3.发电机甩负荷到零，调速系统工作不正常，危急保安器未动作或已动作，转速超过3300～3360r/min，并继续上升。
3.1.象征：
3.1.1.电负荷到零，发电机解列，机组声音突变；
3.1.2.危急保安器未动作或已动作，汽轮机转速超过3300～3360r/min；
3.1.3.主油泵出口油压升高。 3.2.原因：
3.2.1. 电气部分或热工部分故障，发电机出口开关跳闸使机组甩
去负荷；
3.2.2.汽轮机调节特性不好，但由于热工保护投入，发电机解列后，出口开关联动电磁阀动作，造成主汽门及调节汽门关闭，这样不管危急保安器未动作或已动作，主汽门及调节汽门仍然关闭，但阀门关闭不严；
3.2.3.抽汽逆止阀关闭不严，向汽缸倒汽。 3.3.处理：
3.3.1.立即关紧自动主汽门，关闭电动隔离门，关闭一抽及二抽截门，开启主汽管道、抽汽管道及汽机本体所有疏水门泄压；
3.3.2.退出同步器及调压器； 3.3.3.迅速破坏真空紧急故障停机；
3.3.4.查找原因并消除，待重新做超速试验合格后，机组才能重新启动并列。
4.电负荷至零，发电机未解列（分两种情况处理）。 4.1.保安装置动作。 4.1.1.象征：
4.1.1.1.电负荷到零，进汽流量为零；
4.1.1.2.主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭，汽压升高； 4.1.1.3.转速上升后又下降，并维持3000r/min。 4.1.2.原因：
4.1.2.1.由于汽轮机部分故障，保护装置或调节系统误动作，引起汽轮机进汽中断，电负荷甩至零；
4.1.2.2.由于热工保护投入，自动主汽门关闭应联跳发电机出口开关，但由于自动主汽门卡涩，无法关至行程开关位置，造成保护未动作，发电机未解列。
4.1.3.处理：
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4.1.3.1.迅速分析判断，确定设备发生故障，汽机保护装置动作，但主汽门未完全关闭；
4.1.3.2.立即旋紧主汽门手轮，使主汽门完全关闭，注意观察汽机转速若转速下降说明发电机解列；
4.1.3.3.若转速仍保持3000r/min，立即向电气发“注意”、“机器危险”信号，解列发电机；
4.1.3.4.退同步器，退调压器，关闭一抽截门；
4.1.3.5.及时调整汽封及热水井水位，同时投入双减器保证对外供汽；
4.1.3.6.查找原因并消除后，机组方可重新启动并列。 4.2.保安装置未动作： 4.2.1.象征：
4.2.1.1.电负荷到零，进汽流量为零。 4.2.1.2.转速上升后又下降，并保持额定转速。
4.2.2.原因：汽机进汽阀门故障及闸板脱落等原因造成汽轮机进汽中断。
4.2.3.处理：
4.1.2.1.迅速分析判断，确定发生故障，汽机保护装置未动作，但进汽中断；
4.1.2.2.向电气发“注意”、“机器危险”信号，解列发电机，手打危急保安器，确认主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭严密；
4.1.2.3.退同步器，退调压器，关闭一抽截门；
4.1.2.4.及时调整汽封及热水井水位，同时投入双减器保证对外供汽；
4.2.2.5. 查找原因并消除后，机组方可重新启动并列。
5.负荷骤增或骤减。
5.1.电负荷突然升高时的处理：
5.1.1.迅速核对功率表的指示和油动机行程及复速级压力等参数； 5.1.2.当电负荷或主汽流量超过最大值时，应联系电气降负荷； 5.1.3.若电气有功增负荷按钮故障，造成负荷骤增，应及时联系电气处理，或将同步器打至“手动”位置，手动降低负荷；
5.1.4.机组负荷突然增高时，应加强对机组振动、轴向位移及真空的监视，并及时调整汽封及热水井水位。
5.2.电负荷突然降低时的处理：
5.2.1.若电负荷突然降低，并有继续下降的趋势，则可能电气有功减负荷按钮故障，应及时联系电气处理，及时将同步器打至“手动位置”手动增加负荷；
5.2.2.若已造成同步器心杆脱出，应打闸停机处理。 5.3.热负荷突然增大时的处理：
5.3.1.迅速分析判断造成热负荷增大的原因，采取措施调整。核对抽汽量，若抽汽量超出最大允许流量值，可投入双减器，保证热用户有足够用汽量；
5.3.2.查找热负荷增大原因，及时联系热网值班人员检查热网管线情况。
5.4.热负荷突然降低时的处理：
5.4.1.及时联系外网值班员，迅速分析判断造成热负荷降低的原因，及时核对抽汽量；
5.4.2.若热负荷降低造成一抽压力超过规定值，应及时将调压器顶部手轮退出，直至一抽压力达到正常；
5.4.3.若调压器顶部手轮已完全退出，应适当降低电负荷直至一抽
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