330MW机组两措及典型事故（汽机）

QB内蒙古蒙达发电有限责任公司企业标准

Q/MDFD—105.01.01—2001

运行部汽机专业

330MW机组两措及典型事故汇编

编写：黄占清 王文忠 2001-12-18发布2002-01-01实行 内蒙古蒙达发电有限责任公司发布

前言

汽轮机是发电厂中三大主要部件之一，技术难度大，工作条件差，转速高。在电厂众多事故中，汽轮机事故的危害性很大，特别是近年来发生的重大恶性事故，汽轮机的比率较高。所以，把搞好对汽轮机反事故技术措施作为安全工作的重要内容。运行部汽机专业根据我公司330MW汽轮机的特点，结合部颁反事故技术措施的内容，以及机组投产后陆续从运行、制造、安装暴露出来的问题，特制定汽机方面的技术措施和反事故技术措施。同时，把近年来发电厂发生的几起汽轮机典型事故汇编成册，以供参考，吸取教训，杜绝事故发生。由于编者水平有限，难免出现一些错误或不当之处，敬请批评指正。 运行部汽机专业

2001年12月18日

目录

第一章汽机反事故技术措施

1.1防止汽轮机组超速的技术措施

1.2防止汽轮机大轴弯曲及通汽部分损坏事故的技术措施 1.3防止汽轮机组断油烧瓦事故的技术措施 1.4防止汽轮发电机组油系统着火的技术措施 1.5防止高空坠落的安全技术措施

1.6防止供水终断和终断后的处理措施 1.7防止汽轮机腐蚀的技术措施

1.8关于高、低旁自动控制系统故障情况下运行技术措施 第二章汽机技术措施

2.1汽机专业防冻技术措施 2.2汽机防暑过夏的技术措施

2.3关于高、低旁自动控制系统故障情况下运行紧急操作措施 2.4防止汽机除盐水箱打空的技术措施

2.5防止高、低旁控制失灵造成低压缸超温变形事故的技术措施 2.6锅炉安全门整定汽机侧技术措施 2.7除氧器安全门整定技术措施 第三章管理制度与规定

3.1给水泵、循环泵“联锁”开关位置的规定 3.2高、中压缸限制规定

3.3关于三大疏水减温水和循环泵停运的补充规定 3.4凝结器胶球清洗管理制度 3.5水塔运行及维护管理规定 3.6采暖设备管理制度

3.7关于机组正常情况下启停操作的规定 第四章汽轮机典型事故汇编

4.1 50MW汽轮发电机组超速、轴系断裂事故 4.2 300MW机组断油烧轴瓦事故

4.3 疏放水系统不合理造成中压缸进水事故 4.4 低压加热器满水造成中压缸进水事故 4.5 300Mw汽轮发电机组大轴弯曲事故 4.6 20OMW汽轮发电机组断叶片事故 4.7 高压给水泵和除氧器事故

4.8 平衡管被堵，液压调速给水泵组损坏事故 4.9 高压加热器爆炸事故

4.10汽轮机前轴承箱爆燃事故

4.11冷却水管漏水引起大机组被迫停运事故

第一章汽机反事故技术措施

1.1防止汽轮机组超速的技术措施

1.1.1为了更好地推动安全生产有目标。有重点防止重大恶性事故，我们结合本厂的设备特点和部颁反事故技术措施的要求，特制定我厂防止汽轮机组超速的技术措施，请从事汽轮机专业的所有检修人员、技术管理人员和运行人员预以重视，并贯彻落实。

1.1.2MICROREC两个独立的超速保护必须投入运行，若两个独立的超速保护不能可靠动作时，禁止将机组投入运行或继续运行。

1.1.3机组在启动冲车前，定速后并网前，以及正常运行中每周的主汽门、调门活动试验，均必须在MICROREC触屏上用模拟方式进行通道Ⅰ、Ⅱ的超速保护试

验，确证双通道动作良好，并测试汽门关闭时间应符合设计要求，确证高、中压主汽门、调速汽门及各段抽汽逆止门均能迅速关闭。 1.1.4按规程规定的时间，定期进行主汽门。调速汽门和抽汽逆止门的活动试验，以避免汽阀卡涩。当某一抽汽逆止门存在缺陷时，禁止汽轮机使用该段抽汽运行，当主汽门和调速汽门活动失灵时，应在当天内分析原因予以消除，不能在运行中消除时，即应申请停机消除。

1.1.5机组做真实超速试验前，必须先做手动停机试验，确认就地和远方停机试验合格后，允许做超速试验，并请专人负责就是和远方停机按钮，当转速超过3300rpm而GSE系统的速保护未动作时，立即手动停机。

1.1.6在正常停机时，机主控人员应提前了解逆功率保护投入情况，若逆功率保护故障而不能正常动作时，在打闸后，应先检查有功功率表到零，千瓦时表停转或逆转以后再将发电机与系统解列，一般采用逆功率保护动作解列。 1.1.7MICROREC触屏上各功能均能正常工作，功能试验投入，切除符合设计要求，出现故障要及时联系热工检修人员消除，并汇报电厂有关人员。 1.1.8必须保证GFR、GSE系统的油质清洁、无水无杂质，油质标准不低于NSAI638中和7级，蒸汽品质应符合要求，防止门杆结垢卡涩，保证汽门能迅速严密关闭。 1.1.9汽轮机在正常运行的情况下，发电机出口开关动作，造成机组甩负荷时，立即监视转速的变化，倘若升速到3300rpm而保护未动时，应手动打闸，切断所有汽源，破坏真空，使转速下降；甩负荷后如调节系统严重摆动，无法维持空负荷运行时，应打闸停机；注意监视机组的振动，如振动值超限或出现油膜振荡现象，应立即停机；注意高缸的隔离，重点监视高缸排汽温度的变化，超过定值时，应自动停机；主、再热汽温剧烈变化超过定值时，应立即停机，运行人员应做好厂用电全停，钴炉超压的事故预想，注意辅汽联箱的压力。 1.2防止汽轮机大轴弯曲及通汽部分损坏事故的技术措施

1.2.1汽轮机大轴弯曲事故，性质恶劣，修复时间长造成大轴弯曲的因素，主要有二大类：一是转子动、静部分产生磨擦；二是汽缸进冷汽、冷水，使转子局部受到急骤冷却，我们根据达电机组的结构特点，参照部颁《反措》的要求，制定我厂防止汽轮机大轴弯曲及通流部分损坏事故的技术措施，请从事生产运行和检修一线职工，管理人员认真学习贯彻执行。

1.2.2机组冲车前，必须保证连续盘车24小时以上，且盘车运行正常，盘车转速在54rpm，电流不超过30A。

1.2.3机组启动前，必须检查大国挠度，上、下缸温差，各点金属温度。轴向位移，各缸膨胀值等，严格按照《汽机运行规程》3.1.2禁止汽轮机启动或并入电网的条件执行，不具备启动条件严禁强行启动。

1.2.4汽轮发电机组的轴系统振动，轴瓦温度监视和推力瓦温度的监视，以及各保护装置，必须正常投入，否则及时联系热工人员处理。

1.2.5机组启动升速过程中，应严密监视轴振动（在CRT上和就地检查）并与正常值相比较，在2900rpm以下，转子过临界轴振超过180uDA时保护动作自动停机，若自动停机失灵或非临界转速，振动超过130uDA，立即手动停机，改为盘车状态，查明原因。

1.2.6大轴弯曲事故，一般发生在热态启动，所以热态启动，上下缸温差必须小于90℃，严格执行《汽机运行规程》3.6.1，对热态启动的规定和3.6.2热态启动注意事项，投轴封前必须将轴封系统的疏水排尽，轴封自动供汽装置可靠工作，汽源参数满足要求。

1.2.7启动过程中，如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火花时，应立即手动停机，停机后认真分析原因，将缺陷消除，并采取针对性技术措施，方可慎重再次启动。

1.2.8严禁汽轮机组在临界转速下，停留或重新启动。

1.2.9锅炉点火时，就地检查高缸排汽逆止门处于关闭状态，将冷再至辅机联箱手动门关闭（正常运行中应开启10扣左右），电动门处于关闭状态，防止冷汽进入汽缸。

1.2.10运行期间，若发现转子偏心度超过最高允许值，应停止边续盘车，要迅速查明原因并消除，待偏心度恢复至正常值后再投入盘车连续运行。

1.2.11短时间停止盘车运行，应准确记录盘车停止时间及当时的转子偏心度，工作结束根据转子偏心度的变化决定是否直轴或投入连续盘车。

1.2.12盘车装置故障造成盘车不动时，应查明原因尽快消除，并设法手动盘车180度，待转子偏心度正常，且能自由转动时，方可投入连续盘车，禁止用机械手段强制盘车或强行冲转。 1.2.13机组启动中，蒸汽温度在10min内上升或直线下降50℃时，应打闸停机。 1.2.14启动过程中，若主再热汽管道阀门门杆冒白汽，应立即打闸打机。 1.2.15严密监视机组启、停时，或正常运行中各加热器的水位，除氧器的水位和凝结器的水位，发现问题，及时进行调整和处理，防止抽汽系统向汽缸返水。 1.2.16机组启、停过程中，做好疏水系统的调整和检查，必须到就地进行检查阀门的位置，手感疏水是否畅通，注意疏水扩容器水位，防止疏水系统向汽缸返水。

1.2.17所有抽汽逆止门定期试验，关闭性能达到动作良好，关闭严密，高加高水位保护应随高加一起投入运行，定期试验动作良好。

1.2.18机组打闸后，在转子惰走过程中，应当保持轴封供汽压力，以防冷空气顺轴封进入汽缸，造成上、下缸温差增大。

1.2.19在锅炉汽温明显下降期间，禁止机组进行加负荷操作。

1.2.20机组启、停应注意监视汽缸膨胀情况，防止汽缸横向偏移和纵向不膨胀，不收缩有卡温现象，发现类似问题停止启、停，及时查找原因，妥善处理。 1.3防止汽轮机组断油烧瓦事故的技术措施 1.3.1汽轮机组断油烧瓦事故，严重影响机组的安全，损失巨大，为了吸取教训，确保我厂机组安全、稳定运行，我们根据部颁《反措》的要求，结合我厂机组的特点，制定本措施，请认真执行。

1.3.2运行时要严密监视轴瓦钨金温度，恒温阀后温度，以及油箱的温度（以便判断回油温度）油箱油位，发现异常，应按规程规定果断处理，上述各点温度。压力若不能正常显示，必须及时联系检修处理，并填人缺陷，汇报电厂有关人员，在处理过程中，派巡检到就地进行检查。

1.3.3润滑油冷油器在切换操作时，值班员应向巡检进行说明，并要求认真填写作票，在副控的监护下，按操作票的顺序缓慢进行操作，操作时应严密监视润滑油压的变化，当确证备用冷油器投入正常后，方可停止原运行的冷油器，严防切换操作中断油烧瓦。

1.3.4机组交、直流油泵电源必须可靠，否则交流辅助润滑油泵另接一路临时施工电源作备用，各油泵的电源信号灯完好。

1.3.5检修后的油系统要彻底进行清理，保证不留有杂质，正常运行中，化学化验人员，要定期化验油质，达到无水、无杂质，各项指标符合要求，特殊情况增加化验次数，轴封供汽投入自动，安全、可靠，防止油中进水，油箱排烟机运行正常在排烟机的作用下，产生微负压即可，不得负压过大。

1.3.6机组启动在冲车前。并网前，必须进行低油压的模拟联动试验，确认符合要求，否则禁止启动或并人电网。

1.3.7机组在正常运行中或停机前，必须按要求进行基本保护模拟试验，交、直流油泵的启停试验，和顶轴、盘车的联动试验均合格，直流油泵应满足带负荷启动的要求（大小修后进行试验）。

1.3.8正常停机打闸时，设专人监视润滑油压和轴瓦温度，若打闸后，交、直流 润滑油泵未联动，手动启无效或联动后母管压力低，应立即冲车到3000MW，使主油泵投入运行，防止断油烧瓦。

1.3.9严禁汽轮机在运行中调整溢油阀。

1.3.10油质标准不低于NASl638中的9级，油质不合格应采取措施进行处理，达不到标准时应停机更换。

1.3.11处理油系统泄漏时，应重点注意防火，油系统、设备故障，按规程停机的各项条款严格执行。

1.3.12运行中的汽轮机交、直流润滑油泵必须处于良好的备用状态，顶轴、盘车功能开关及润滑油功能开关，必须在投入位置，不得随意退出。

1.3.13汽轮机启动时，必须确定各轴承内部有油流通过后，才能冲动转子，当转速接近额定转速，主流泵的油压已经升高能够维持油压后，才能停用润滑油泵，停油泵时，严密监视润滑油管压力和轴瓦温度的变化。

1.3.14机组在正常运行中，严格执行《运行规程》中7.2.1和7.2.2条是有关油系统故障的条款。

1.3.15油系统冷却水门，采用明杆门，油箱就地油位计指示正确，巡检至少每小时检查一次，并填写运行日志。

1.4防止汽轮发电机组油系统着火的技术措施

1.4.1汽轮发电机组油系统着火的危害性，它能直接造成人身伤亡。设备损坏，厂房烧塌，若在发生火灾时，处理不当或不及时，火势还得迅速蔓延到邻近机组使事故进一步扩大，造成严重的后果，所以我们根据本厂的特点，制定防范措施，认真做好汽轮机油系统的防火工作。

1.4.2生产现场严禁吸烟，特别是靠近油区氢系统等处，油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近，不准有明火，必须明火作业时，要采取有效措施，严格执行动火制度。

1.4.3油管适应可靠固定，防止振动磨损、泄漏，靠近油管道的高温管道保温应固定完好，表面温度不大于50℃，并包好铁皮，以防止油喷溅到保温上面浸透保温，铁皮在长度上应尽量减少搭头，搭头处连接严密，被油浸过的保温层，应及时更换。

1.4.4加强运行巡检，防止漏油至高温管道设备，引起火灾，现场的油棉丝，应放到指定地点的铁箱内。

1.4.5禁止在未彻底清理的油系统上使用明火。

1.4.6禁止用水扑灭油系统着火，现场消防设施完备、充足，运行人员应熟知一般消防器材的使用方法及灭火方法，熟知火警电话“119”及报火警的一般常识。

1.4.7熟知油系统的事故放油门的位置及作用，发生火灾需要开事故放油门时，放油速度应适当，以使转子静止以前润滑油不中断。 1.4.8发现油系统有着火点时，应迅速采取隔离措施，防止火灾蔓延，扩大事故，同时注意防止烧伤及窒息。

1.4.9发电机密封油系统中氢油压差调节阀必须可靠调节正常，油压必须大于氢压0.05±0.01Mpa，如氢压大于油压，油密封破坏，使大量氢气逸出，造成发电机密封瓦处氢气燃烧而着火。

1.4.10机房现场，不准存放，易燃物品，如检修使用，使用后应立即搬离现场。 1.4.11油管道的法兰密封垫应使用耐袖橡胶石棉板GB539-66（可使用P≤4MPa，T≥400℃）不得使用塑料垫或胶皮垫（包括耐油胶皮垫）垫片厚度对调节油管一般不超过0.5mm，对于润滑油管或回油管一般不超过1.0mnl，垫片应清洁、平整、无折痕，其内径应比法兰内径大2～3mm，外径应与法兰螺栓孔内缘相切。 1.5防止高空坠落的安全技术措施

1.5.1针对张家口发电厂输煤车间一运行工在清理积煤时，从起吊孔坠落死亡的事枚，结合我公司特点，制定本措施，望各专业认真遵照执行。 1.5.2在危险场所工作时应提高自我保护意识。

1.5.3现场围栏、网格板、楼梯应保证牢固，沟孔。洞的盖板应齐全，发现损坏或丢失应及时登记，并采取可靠和临时防护措施。

1.5.4如需拆除围栏，揭开盖板方能工作时，应采取可靠的防护措施，并设明显的警告装置，工作结束必须恢复原样。

1.5.5在架空管道、钢粱上进行清扫工作时，必须系安全带。 1.6防止供水终断和终断后的处理措施

1.6.1由于我厂供水系统和设备在设计与安装上存在很多缺陷，很容 易造成供水不足或终断，为使机组能正常运行，而不停机处理， 特制定本措施。 1.6.2预防措施：

1.6.2.1供水站派人对水管道及其附属设备进行全面检查，严寒季节应增加巡视。检查次数。经常沿供水管道检查排气井不应堵塞和冻结。

1.6.2.2值长应经常协调用水与供水的平衡，应尽可能地减少加压泵的启停次数，防止水锤的产生，并制定防止水锤的技术措施。（附后）

1.6.2.3供水设备发生任何不安全的现象时，应立即汇报当值值长和运行部长，以便及时协调处理。

1.6.2.4水场两个蓄水池应经常保持在6.0米以上。

1.6.2.5厂区的两座万吨水池水位应尽可能维持在4.2米以上，连续供水。 1.6.2.6两座生活消防水池的水位应在4.5米以上，但不得溢流。 1.6.2.7水处理三台阴、阳床应经常处于运行或再生好备用状态。 1.6.2.8水处理的两台混床在停用时应再生好备用。

1.6.2.9化学清水箱应维持在5.0米以上，除盐水箱应维持在8.0米以上，但不得溢流。

1.6.2.10机除盐水补水箱应维持在1.8米左右，但不得溢流。 1.6.2.1l水塔的水位应在1.8米以上运行，但不得溢流。

1.6.3常运行中的两路供水管道，若其中一路故障时，值长应立即调动供水。化学人员切除故障管路，保证另一条管路正常供水。事故处理过程中，可用地下水源作为补充水，并汇报有关领导，通知检修处理。

1.6.4供水全部中断后的处理：

1.6.4.1化学阴床、阳床、混床再生正洗水接临时管道回收至清水箱。 1.6.4.2在炉水合格的情况下，尽量减少连排来水门的开度。 1.6.4.3化学调整取样冷却水的流量，使之达到最小程度。 1。6.4.4关闭冷水塔的放水门和排污门。

1.6.4.5开启水塔的近路门，减少蒸发损失，汽机主控严密监视凝结器的真空 值。同时注意，凝结器循环水入口温度不得高于33度。

1.6.4.6循环水的浓缩倍率可以增大，增大幅度应以化验循环水质没有碳酸盐析出为准。必要时加硫酸处理，试验室配合运行加强监督。 1.6.4.7机、炉应及时调整运行设备开式冷却水流量，保持较小而又能正常运行。备用设备的冷却水可以关小或关闭。

1.6.4.8除氧器的水位保持正常值，决不能出现溢流现象。 1.6.4.9冬季，采暖系统调到最小值。

1.6.4.10蒸汽管道、加热器的疏水等应尽可能的回收。

1.6.4.11除灰的空压机若运行时应调小冷却水量，能保证安全运行为止。备用空压要的冷却水夏季应关闭，冬季保持小流量防冻。

1.6.4.12根据厂区万吨水池水位情况，值长应及时调动地下水源，主要向生产主机供水。（最大供水能力100～150t/h）。必要时节流或关闭向生活供水。 1.6.4.13关小厂区各办公楼的服务水源，以减小生活消防管网的额外用水量，紧急情况下暂停厂区部分生活用水。

1.6.4.14锅炉维持主蒸汽。再热蒸汽压力不宜过高，以防止安全门动作。 1.6.4.15启动锅炉尽量控制用水量，保证地下水有足够的压力向大厂补水。 注：遇到寒冷天气时应做好防冻工作，防冻用水不能中断。 1.7防止汽轮机腐蚀的技术措施

1.7.1近几年由于电网容量不断增加，用电负荷相对减少，各电厂的机组调峰（包括启。停）频繁，现已发现部分汽轮机的末级和次未级的叶片及隔板均发生不同程度的腐蚀，给机组安全、稳定运行带来严重的威胁。为了保证机组的安全运行，避免类似事件的发生，根据我公司机组的特点和运行状况，制定如下防止汽轮机隔板叶片腐蚀的技术措施：

1.7.2机组在正常运行时，必须保证主蒸汽温度和再热蒸汽温度在540℃额定参数下长期运行。机组在真空较低情况下，根据曲线增减负荷，不许超负荷，排汽温度按《运规》执行。

1.7.3机组在正常停机时，若汽轮机不进行停机后揭缸，那么，打闸时的最低主蒸汽温度不得低于515℃，中缸人口热再蒸汽温度最低510℃，否则立即打闸停机（不论当时负荷多少）。同时，当主。再汽温降到520℃可稍开高。中缸主汽门前疏水；当汽温降到510℃时，必须将三大疏水一、二次电动门全开，加强疏水防止蒸汽带水。

1.7.4在停机过程中，当负荷达65MW时，开启调门前、后疏水和汽缸本体疏水，同时派巡检到就地核实，确证各疏水手动门、电动门、气动门的位置正确，手感疏水畅通。

1.7.5汽轮机停机后准备揭缸检修，在停机过程需滑降参数时，必须征得运行副总工程师的同意，并同专业制定出相应的措施后方可执行。

1.7.6事故情况下的停机规定：当锅炉突然MFT动作后，机主控应立即减负荷至15MW左右（注意主汽压力）。高旁自动状态，进行高缸反切，不得以任何理由

拖延或负荷降到30～40MW观察。在处理过程中一旦主、再汽温降到510℃时，及时开启三大疏水，同时按第三条执行，当锅炉虽已点火，汽温达460℃，立即打闸；汽温下降斜率达10℃／min，立即打闸。

1.7.7严格控制运行中水汽品质，给水泵一旦运行，立即开启加药门，保证加药系统畅通，投入正常，给水的PH值大于7以上。

1.7.8机组停机过程负荷达65MW时除氧器供汽倒辅汽供给，同时退出高加运行，关闭六、七段抽汽电动门。机组打闸前，先关二、三、四抽汽电动门，就地确正电动门前疏水电动门开启，疏水畅通，逆止门强制关闭。

1.7.9保证汽轮机设备真空系统的严密性，一旦真空严密性试验不合格，立即组织人员找漏，尽快消除。

1.7.10凝结水精处理装置尽可能保证连续运行状态，发生缺陷时及时通知检修公司，尽快消除。确保补给的除盐水水质合格，除盐水箱水位不得低于100cm。 1.7.11严格按照要求投入凝结器胶球清洗系统，循环水的浓缩倍率控制在合格范围内，除氧器的出口含氧量小于7μg/L，向零发展。

1.7.12机组停机时，当转速达54rpm，真空泵至少运行2小时后方可破坏真空，停真空泵。当真空为零时，停运轴封，关真空破坏门，防止余汽、空气氧化腐蚀。 1.7.13机组停运后，汽轮机组（包括凝结器。加热器汽侧）进行密闭保护，即与大气相连的汽。水管道阀门关闭。 第二章汽机技术措施

2.1汽机专业防冻技术措施 2.1.1运行、备用机组进入冬季后，防冻工作尤为重要，汽机专业根据长期经验，总结制定如下措施。

2.1.2水塔周围的闸门井盖应配齐，安监部门应在排污门，放水门井内填装锯沫保温，如盘根漏水应加以消除，并将井盖盖严。循环水回近路门，可以稍开确保循环水温不致太低结冰。

2.1.3当室处温度低于-5℃时，将水塔防冻管投入，检查喷水均匀，喷口堵的应进行疏通。

2.1.4当室外温度低于，-10℃时，填料结冰较多时，在防止凝结水过冷度增大、凝结水溶氧超标。机组热经济性下降，可单台循环水泵运行。低负荷。或后夜可以适当打开部分旁路门，以提高循环水入口温度。另外，可采取停止水塔内圈办法，并尽量将闸板关严，如闸板稍有不严，喷嘴仍有水时，可将主水槽放水门开启，使喷嘴不流水。如闸板漏水严禁打开主水槽放水门，喷嘴仍流水较大，则不能停内圈，应将闸板提起，再采取其它措施。

2.1.5室外温度较低如遇机组启动时，循环水可通过近路门排入水池进行循环，随着机组负荷逐渐加大，当循环水温度达25～30℃时，再将水导人坚井(关闭循环水近路门即可）。

2.1.6室外温度较低，如遇机组停机时，也可将循环水导人水池，不让低温循环水进入坚井，造成填料结冰。

2.1.7当机组需要较长时间停运时，为节约厂用电，可停止循环泵运行。为保持水池水的流动，可启动辅机冷却水泵，循环水通过凝结器排入水池进行循环。当循环温度低于5℃时，为防止池面结冰，可适当投入蒸汽进行加热，控制循环水温度不再下降即可。

2.1.8无关人员禁止进入水塔周围撒水区，防止滑人水池造成人身伤害，如必须进入撒水区进行工作时，应采取防滑措施。

2.1.9＃3、＃4机因设计有循环水回水管阀门间，冬季应保持门窗完好，玻璃齐全，室内暖汽温度正常，负米坑内无积水，经常保持门在关闭状态，门窗漏风地方应回胶皮堵风。

2.1.10机组停运后，循环水可通过近路门通入水塔，保证塔内无淋水，保证循环水入口温度在4℃以上，循环水将结冰时，要通水塔底部加热保证循环水温在4℃以上，水塔防风挡板要全部加装。

2.1.11水塔的人孔门应在冬季始终保持关闭，并加锁。

2.1.12当机组长期停运或备用时，空压机冷却水的回水改排邻塔，关闭循环泵冷却。润滑水总门，无关人员严禁进入水塔围栏内，防止滑入水塔内，水塔围栏入口门上锁。

2.1.13厂房内的顶棚天窗，冬季一定保持关闭状态，即每年10月底关闭，4月打开，损坏的天窗玻璃应及时安补，必要时应对玻璃加固、密封。

2.1.14厂房0米、6米、12米窗户玻璃要完好，10月份后以上窗户应关闭，密封完好。

2.1.15厂房东。南大门应加锁，只开东小门，产挂门帘防冻，汽机房北小门，应禁止通行挂门帘。

2.1.16主厂房的所有汽暖可适当投入，热网系统参数应正常按时抄表，及时消缺。

2.1.17-4米电缆沟应加封堵，-4米大厅应定期抄温度表，保证温度不低于0℃否则用火炉加温。

2.1.18为保证循环泵的安全运行，防止循环泵电机线圈结露腐蚀，现做如下规定：

2.1.19冬季在一台循环泵运行，另一台备用时，应将备用循环泵的冷却润滑水总门关小。＃3、＃4机还需投入电加热装置，注意观察线圈温度，如有异常升高，应适当开大冷却水门，保持线圈温度在30～50℃范围。

2.1.20备用泵启动前必须检查，冷却润滑水总门全开，#3、＃4机应退出电加热装置，然后方可启动备用泵。

2.1.21循环泵长期停运或检修时，一定要关闭冷却润滑水总门。 2.2汽机防暑过夏的技术措施：

2.2.1防署过夏工作是火力发电运行中须加以重视的工作之一，由于夏季气温高，给运行中的转动机机械和冷却器等带来温升高。若维护不当，措施欠缺，极易发生不安全现象。根据我公司机组的特点，特制定如下技术措施，请各值班员认真执行。

2.2.2机-4米大厅内的冷却水滤网，规定每个班必须认真冲洗一次，若滤网堵塞严重，增加冲洗次数和时间。冲洗的方法按如下进行： 2.2.3＃1、#2机冷却水滤网： 2.2.3.1全开滤网底部放水门； 2.2.3.2将滤网顺时针旋转90度；

2.2.3.3大流量放水5分钟，确证放水门已流出清水后关闭底部放水门。 2.2.4＃3、＃4机冷却水滤网冲洗： 2.2.4.1全开滤网底部放水门；

2.4.2在控制盘上启动滤网旋转电机；

2.2.4.3旋转滤网大流量冲洗5分钟后，确证放出清水后停止旋转滤网电机，关闭放水门。

2.2.5循环泵电机夏季线圈温度升高，是近年来困惑运行的一大难题，所以对循环泵电机的夏季安全运行，制定如下措施：

2.2.5.1在冬季因循环水温度低的情况下，单台循环泵足以能保证冷间，绝不能使油位高于上线而使上油却水量及凝却真空度，所以在此期间，及时上检修清理循环泵电机的定、转子油垢，使风道畅通（特别是#1、＃2机）。

2.2.6运行中的循环泵电机上机架油位保护在油位斗上划红线之间，绝不能使油位高于上线而使上油室发生溢流，将电机风道堵塞，循环泵的下机架油位尽可能保持高位。

2.2.7因1#、#2机循环泵电机属开式冷却方式，室温的高。低直接影响电机的冷却，所以夏季将泵房内的所有窗户、大门打开，进行通风。必要时，将地面洒水降温，若遇有室外风砂大时，应及时关闭大门和A循环泵后的窗户，防止尘士进行电机风道结油垢而影响冷却。

2.2.8为使运行中的冷却器冷却水量增大，提高冷却器的效率，使机组能安全、稳定。连续运行，防署过夏顺利通过，特规定如下：

2.2.8.1主机冷油器在备用期间，必须将冷却水入口门关闭，出口门开启； 2.2.8.2发电机定子冷却器在备用期间，冷却水入口门关闭，出口门开启。 2.2.8.3备用具空泵的冷却器，冷却水入口门关闭，出口门开启。 2.2.8.4上述冷却器入口门不要关死，留有一机余量；

2.2.8.5夏季若单侧冷却器运行时，油（水）油超限时及时投入双侧运行。 2.2.8.6当循环水温达28℃，必须启动备用循环泵，保证A、B循环泵并列运行，凝汽器的真空度维护在92％以上。

2.2.8.7循环水温达33OC或主机冷温器恒温底后油温达47℃时，机零米工业水联络门开启（工业水泵必须连续运行），开启循环水与工业水逆止门的旁路门，使工业水进入冷升泵，降低冷却水温。同时定冷器的冷却水投入一台运行，调整凝泵、疏水泵。前置泵的冷却水时。并通知空压机值班员调空压机的冷却水，保证总门后压力在1.2～1.5bar即可。

2.2.8.8给水泵冷油器因冷却水温高，造成冷却效果下降，当润滑油冷油器入口温度达70℃或工作油冷油器。入口温度达成15℃时，必须及时开启增设的工业水至冷却器入口联络门（-4米大厅）。

2.2.8.9厂房内12米、6米。零米的窗户，副控。巡检必须检查窗户打开通风，降低厂房内的室温；电机轴承温度经常手摸检查，一旦电机轴承温度达80度左右，及时通知电气检修，并做到倒泵的准备，否则联系电检加装冷却风扇。 2.3关于高、低旁自动控制系统故障情况下运行紧急操作措施 2.3.1高压旁路系统 2.3.1.1油站控制参数

序号名称编号定值备注01油站油位低CL00190L油泵跳闸 02油站油压低2CP001120bar高旁关闭 03油站油压低lCP002135bar联启备用泵 04油站油压高2CP003250bar油泵跳闸 05油站油温高lCT00150℃冷风机启动 06油站油温高2CT00260℃联启备用泵

07＃1油泵流量低CF00112L/min＃l油泵跳闸 08＃2油泵流量低CF00212L/min＃2油泵跳闸

正常值：油位190L，油压150bar，油温35℃45℃。

措施。

2.3.1.3油站正常情况下的操作 —BP阀的操作（减压阀）

2.3.1.3.1断开BP阀快开、快关电磁阀，手动开启或关阀SSB或SBE，即可打开或关闭BP阀。

2.3.1.3.2断开BP阀ST闭锁单元BL电磁阀，手动开启闭锁开关，同进拨下自动输入信号扦头，开启或关闭错油门开关，即可打开或关闭BP阀。 2.3.1.4—BPE阀的操作（减温阀）

拨下BPE阀ST闭锁单元BL电磁阀扦头，手动开启闭锁开关，同时拨下自动输入信号扦头，手动开启错油门开关，即可打开或关闭BPE阀。 2.3.1.5—BD阀的操作（减温水隔离阀）

拨下开关电磁阀的扦头，手动按下开关手动按钮，即可开启或关闭BD阀。 2.3.1.6油站故障情况下的操作一油站投运的操作

检查分析油站故障原因后，如故障原因未消除，可将就地控制箱（LBFI0QS002）内远方/就地（RQMOT/Local）开关打在local位置，启动油泵，过滤泵及冷却风机，如果油温低于50℃，可不启动冷却风机，使油站尽快投入正常，如果启动不成功，亦可解除油站保护，启动油站。

2.3.1.7油站故障情况下，是否可以直接操作阀门，待试验确定后再进行说明。高压旁路，另有一点需注意的是，当油温高于33℃时，加热器停止。 2.3.2低压旁路系统 2.3.2.1就地手动操作

当操作站上手/自动操作均失效时，可在就地进行操作。 2.3.2.1.1PCV101、PCV201的操作

一拨掉PCVI01、PCV201自动调节器ST的输入信号扦头及闭锁单元BL电磁阀扦头，手动开启或关闭PCV101、PCV201。

2.3.2.1.2PV102、UV101、PV202、UV201的操作

如4个阀门全在开启位置，可拨下电磁阀扦头，手动按下手动按钮即可关阀，如果在关闭位置需带电才能打开。

在操作过程中，需热控人员密切配合，当系统运行稳定后，方可恢复热控系统和处理故障部件，并做好隔离措施和事故预想。 2.4防止汽机除盐水箱打空的技术措施

2.4.1接班时，对声光报警信号进行试验，确证报警灯亮、蜂鸣器声音正常。 2.4.2监盘认真。精力集中，对重要参数值如：主、再热蒸汽压力和汽温、凝汽器真空。负荷及GMA监测系统参数、各容器的水位等尤为重视。

2.4.3凝汽器补水时，以及除氧器上水调节门在手动状态时。值班员在替换值班时必须提示清楚，加以注意。

2.4.4监盘期间不准看书（包括规程以及学习资料和系统图）若因特殊情况需查阅时，必须替换值班员。

2.4.5交接班检查时，必须核对除盐水箱就地水位计与集控CRT显示值的偏差，若偏差大于0.10m时，及时联系热工处理。

2.4.6除盐水箱水位最高不得大于1.90m，决不允许发生溢流现象，对除盐水箱水位自动调节不能正常运行时，及时登记缺陷并联系处理。

2.4.7除盐水箱水位不论机组在何种运行方式，不得低于0.8m，交班时除盐水箱水位保持在1.6～1.8m之间。

2.4.8在冬季供热量增大时，由负荷相近的两台机组共同供暖，以减少单台机组的除盐水补水量。

2.5防止高、低旁控制失灵造成低压缸超温变形事故的技术措施

2.5.1为了吸取上安电厂＃3机组低压缸变形事故的教训，本着“安全第一，预防为主”的原则，根据我公司高。低压旁路的功能，在厂用失电。无循环水泵运行。无真空泵运行等事故情况下。如高低压旁路保护，控制失灵，盘上无法操作，高温蒸汽进入凝汽器时，运行人员可紧急采用如下方法就地手动强制关闭高低旁减压阀，防止低压缸超压。超温或变形。

我公司一、二、三、四号机组低压旁路控制系统操作相同 2.5.2强制手动关闭的操作方法和步骤：

2.5.2.1低旁就地控制箱“远方”“就地”控制切换手柄打至“就地”位置，此控制箱“MCC、ALARM、LOCAL”灯应亮；

2.5.2.2将低旁减压伐蓄能器（SSB10）进油门关闭；

2.5.2.3将低旁液压驱动装置（ASM200～l0）的手。自动闭锁手柄拨向手动位置（向上推）。

2.5.2.4驱动装置旁边手动关闭手柄推向上方，低旁即可手动强制关闭（操作者面对液压驱动电磁伐，左侧手柄向上推为强制打开，右侧手柄向上推为强制关闭，就地贴有标志）；

2.5.2.5A、B侧低旁减压伐操作相同。

3.5.3＃l、2机高旁强制手动关闭的操作方法和步骤

2.5.3.1将高旁控制柜“远方”“就地”切换手柄打至“就地”位置，此时控制箱内“MCC、ALARM、LOCAL”灯应亮； 2.5.3.2闭高旁快开蓄能器进油手动门；

2.5.3.3液压驱动装置手。自动切换闭锁手柄打至手动位置（推向上方）； 2.5.3.4作手动关闭手柄（向上推）高旁即强制手动关闭（操作者面向液压电磁伐左侧手柄向上推为开，右侧手柄向上推为关，就地贴有标志）。 2.5.3.5A、B侧高旁减压伐操作方法相同

2.5.4＃3、4机组高旁强制手动关闭的操作方法和步骤

2.5.4.1高旁减控制就地控制箱内“自动”“手动”切换钥匙打至“手动”，控制箱上“MCC”灯应亮；

2.5.4.2将高旁减压阀快开蓄能器进油门关闭；

2.5.4.3将比例阀PV10-1，B侧强制关闭螺母内伐芯强制按下，高旁减压伐即关闭（操作者面对比例伐左侧为强制打开，右侧为强制关闭，就地贴有标志）； 2.5.4.4A、B侧高旁减压阀操作方法相同。

注：以上三种方法适用于控制电源失去或控制失灵，但注意高低旁控制由“ 自动”切为“手动”后，开关高低旁减压伐时，高低旁油站必须保持有一台控制油泵运行，方可操作。

2.6锅炉安全门整定汽机侧技术措施

2.6.1为了锅炉安全门整定试验的正常进行，确保试验安全，汽机侧特制订如下措施：

2.6.2确证循环水系统运行正常，冬季应视循环水温度循环水上水塔或走旁路运行，其它季节循环水应上水塔。

2.6.3凝结水和给水系统运行正常，冷却水系统正常，所有热工保护均投入，且应有备用泵。

2.6.4高、低压旁路系统正常，其减温水系统正常，在过热器安全门整定前，应将“锅炉压力高，高旁快开”保护解掉（联系热工），必要时将低旁路二级减温水强制打开。

2.6.5机侧三大疏水应有适当开度，三大疏水井减温水门应全开，机本体疏水应就地确证全开。

2.6.6真空泵运行良好，另一台备用，轴封系统正常，在安全门整定试验时凝汽器应保持较高真空（绝对压力不大于100mbars）。

2.6.7如在试验过程中发现低压旁路因为任何原因跳闸，应立即通知现场指挥，保证试验人员及时撤离，避免事故发生。

2.6.7.1如当时正在进行过热器安全门校验，那么立即通知值班员打开再热器对空排等措施，并汇报现场指挥；

2.6.7.2如当时进行再热器安全门校验，则强制关闭高旁，并汇报以上人员处理； 2.6.7.3如在进行过热器安全门校验，高旁阀后超温或其它原因引起高旁关闭时，则立即通知锅炉采取必要措施保证试验安全，并汇报以上人员。

2.6.8汽机侧应严格监视高、中、低压缸胀差，以及高、中缸上下缸温差，如有异常及时汇报。

2.7除氧器安全门整定技术措施

2.7.1机组大修后，除氧器安全门解体检修后，必须对除氧器安全门进行定值动作试验，确保正常运行中除氧器安全门动作良好。故机组启动前进行安全门动作试验，具体措施如下：

2.7.1.1恢复凝结水。除氧器系统、启动一台凝结泵向除氧器上水达2.0米后停止上水。

2.7.1.2启动除氧器循环泵，投入辅助蒸汽供除氧器，逐渐加热给水箱水温，达到暖除氧器的目的。

2.7.1.3当除氧器水箱水温达120℃。压力达0.2Mpa时停止除氧循环泵，关闭排氧门，给水泵密封水泄荷水门及#4低加出口水门和旁路门。

2.7.1.4通知检修热工仪表班更换就地压力表为标准试验压力表。

2.7.1.5值长联系邻机提高供汽压力在10～12bar，注意邻机辅汽联箱压力，不得

超过辅联安全门动作值。

2.7.1.6做好人员分工，配合检修机化队参加安全门动作试验。

2.7.1.7根据除氧器生产厂家资料，整定除器水箱安全门动作值为：10bar。除氧器安全门动作值为：9.7bar逐渐加热，并提升压力时，及时调正弹簧预紧力，使其动作、回座压力值符合要求。

2.7.1.8试验完毕，除氧器泄压，恢复系统。 第三章管理制度与规定

3.1给水泵、循环泵“联锁”开关位置的规定

3.1.1在以往运行中发生过启动给水泵时联启第二台给水泵的现象，在给水泵逻辑回路未修改之前，特做如下规定：

3.1.1.1动第一台给水泵时，其它两台给水泵开关必须在“联锁”或“解除”位置，而不能在“备用”位置，以防止其它给水泵启动，在第一台给水泵启动成功后，方可将一台备用泵“开关”打至“备用”位置。

3.1.2.2在一台给水泵运行，启动第二台给水泵时，第三台给水泵必须先将开关打至“联锁”或“解除”位置，第二台给水泵启动成功后，方可将第三台给水泵开关打至“用”位置。

3.1.2循环泵也发生过类似现象，也做如下规定：

3.1.2.1第一台循环泵启动时，互联开关应打至“解除”位置，待第一台循环泵启动正常后，方可将第二台的互联开关打至“备用”位置。

3.1.2.2两台循环泵运行时，互联开关应在“解除”位置，当准备停运其中一台循环泵时，开关应在“解除”位置，待其中一台循环泵停运后，方可将互联开关打至停运循环泵“备用”位置。 3.1.3其它带有联锁保护的泵：

3.1.3.1凝泵、凝升泵、冷升泵等在机组停运，上述泵均停运后，其联锁开关应打至“联锁”或“解除”位置，不能打至“备用”位置，防止送电泵联锁启动。 3.1.3.2待第一台泵启动正常后，方可将第二台泵的互联开关打至“备用”位置。 3.2高、中压缸限制规定

3.2.1根据G、A汽轮机技术资料，为保证机组的安全稳定运行，特规定如下，请各值认真执行。

3.2.2.1当负荷在91%以上时（即300MW以上），主、再汽压、汽温必须在额定状态下运行，如果此时主、再汽压、汽温低于额定范围时，按异常进行考核（以计算机曲线为准）。

3.2.2.2运行规程已明确规定：当主、再汽压、汽温下降时，按降压曲线接带相应负荷（曲线见运规后附的启动曲线），严格禁止汽压低的时候仍带大的负荷，＃4高调门全开，造成中缸限制，一经发现，按异常考核。

3.2.2.3汽轮机高、中缸限制功能，在机组正常情况下必须投入自动，不得人为限制，有大负荷时，由于炉侧主汽压力低，高调的全开情况下，出现的中缸限制（电功率限制），必须采取提高主汽压力或降负荷的办法，严禁手动干预中缸调门或强制打开中调门，若发现按异常考核，出现问题按性质另定。 3.3关于三大疏水减温水和循环泵停运的补充规定

3.3.1为了减少噪音，＃1、#2机的启动疏水扩容器顶部装设了消音器，在三大疏水排水井处装设了一路由循环水母管来的一路减温水源。为了降低发电水耗，现对三大疏水井减温水的投退做如下规定：

3.3.2在机组启动期间，锅炉点火升压后打开三大疏水排水井减温水门。

3.3.3在事故情况下，三大疏水打开时，减温水门应开启，三大疏水关闭，该减温水门也应关闭。

3.3.4机组正常运行时，该减温水门保持关闭。

3.3.5由于循环水泵功率高，单耗较大，为了尽可能降低厂用电率，对机组停运后循环泵的启停按如下规定执行： 3.3.6冬季，机组计划停运过程中，在循环水入口温度15℃左右时将循环泵出口旁路打开，循环水走旁路。

3.3.7其它季节，机组计划停运后，循环水即走旁路。

3.3.8机组停运至少2小时后，低压缸排汽温度正常，可将辅联疏水、轴封母管疏水倒排地沟，关闭其至凝汽器疏水门，禁止任何热源进入凝汽器。破坏真空后，且锅炉压力到零后方可停运循环泵。给水泵等辅机需冷却水时可由辅冷泵供给。 3.4凝结器胶球清洗管理制度

3.4.1为保证凝结器胶球清洗系统正常运行，降低凝结器的端差，提高机组真空度及机组运行的经济性，特制定本管理制度。

3.4.2运行部综合班胶球系统投、收专责人员及时将胶球系统存在的缺陷上网。 3.4.3运行部汽机专业要加强对胶球专责人的培训和技术指导，定期进行考试、考核，对投运胶球发现的问题及时与专业专工及技术人员进行探讨。

3.4.4胶球专责人中每天要按照规定的时间投运及收球。一般规定上午9：30之前投入运行，下午3：00开始回收时，要打开收球室端盖认真数球，发现不合格胶球应及时更换，生、运两部汽机、化学专工对此项工作有监督、检查考核权。 3.4.5按时上报生产部化学专工胶球报表，报表必须经运行部汽机专工签字，填写数据要真实，存在的问题写清楚，若有弄虚作假将进行考核。

3.4.6每日下午待胶球投入后，将收球网开启进行反洗，次日早投胶球之前，收球网关闭，确定门杆位置正确。

3.4.7对于胶球系统存在的缺陷，运行中不能及时消除，造成胶球系统一台机单侧停运超过4天，按二类障碍考核，扣奖金200元。

3.4.8对于收球率较低的机组，利用机组检修、备用时间，运行应会同检修人员要对凝结器水室、系统管道死角及收球网进行检查。

3.4.9收球率若连续三天（包括二次收球）都达60％以下时，应停止加胶球，此阶段只收不加球，必要时增启一台循环泵收球，累计收球率达90％以上后可再重新加球运行。

3.4.10每周一上午统计上周的胶球情况报表，每日投、收胶球必须及时认真填写运行记录，每月初汇总上月的全月报表，送交生产部化学专工处。

3.4.11各单位要对胶球质量严格把关，对质量不合格的胶球，不得使用，将剩余胶球退交供货方。

3.5水塔运行及维护管理规定

3.5.1循环泵值班员注意加强对水塔集水池水位的检查，发现水位过高或过低要调整水位，异常现象及时汇报。

3.5.2循环泵值班员有权阻止闲杂人员在水塔围栏内徘徊、戏水或在集水池内游泳。

3.5.3日常工作中，循环泵值班员要对水塔围栏加强检查，并将东围栏门锁好，西围栏门关闭，发现围栏、盖板短缺或损坏要及时联系补齐。

3.5.4水塔排污的操作，水塔值班员要严格执行化学当班运行班长的命令，并做好记录，不得弄虚作假。每日接班后及时向主控汇报运行状况及排污，补水情况。 3.5.5经常监视水塔水位及清污机前后水位差的变化，每班必须启动清污机30分钟以上，特别情况除外，落入杂沟内的杂物当班者要清理在垃圾箱。

3.5.6遇有机组停运机会，水灰队要安排专人对冷却水塔上的网格板及喷嘴等设备进行检查清理，水塔放水后要安排对塔池杂物、淤泥等进行清理。

3.5.7正常运行中水塔水位要求维持在1.7～1.9米，水塔排污门的开启及关闭根据化学要求执行，水质及水位异常变化由值长下令，循环泵值班员执行。 3.5.8化学专业所属循环水化验站，每天上、下午要对各机循环水做一次化验，发现任一台机组循环水浓缩倍率接近规定范围时，应立即汇报值长，并加强对其水质的化验。

3.5.9各水塔补水要求平稳、均匀进行，避免大起大落，水塔放水要征得化学同意，不得擅自进行。 3.6采暖设备管理制度

3.6.1为了确保运行机组、备用机组安全过冬，必须加强对采暖设施的运行维护管理工作。特制订如下措施：

3.6.2生产区域的采暖主系统（汽暖、水暖）的停运必须请示运行副总批准后，值长下令执行，并通知有关单位做好相应措施。

3.6.3采暖系统事故处理可立即停运，但事后必须立即汇报有关领导，并通知有关部门做好相应措施。

3.6.4采暖系统发生严重泄漏时，应本着尽量缩小停暖范围的原则进行隔离。 3.6.5所有采暖系统检修必须办理检修工作票（事故处理按有关规定执行）。 3.6.6冬季应两台机组供汽，确保足够的汽源压力。

3.6.7运行人员应加强对本岗位所辖采暖设备（汽暖、水暖、中央空调）的巡视检查工作，并列入交接班范围内，有问题及时联系检修并报告值长。

3.6.8各部门专工根据其责职分工，做好采暖系统设备运行管理，检修消缺的协调指导和监督工作。

3.6.9采暖系统的各联箱压力应保证在规定的范围内运行，如超出规定范围应及时调整。

3.7关于机组正常情况下启停操作的规定

3.7.1根据我厂长期机组启停操作来看，存在一定问题，为了确保机组的安全和寿命，特要求如下：

3.7.2机组正常停机或因锅炉方面的停机，在停机过程中属滑压、降 负荷，主、再热蒸汽温度应保持在515℃以上。如果因汽机揭缸检 修，采用降温滑停时，必须有总工批准、专业人员在场指导，严格 执行《规程》，汽温下降速度不得大于50℃/H，其它特殊情况需降 温停炉时，应先将汽轮机打闸利用高、低旁路进行滑降温度。并做 好记录，同时将降温、降压、降负荷的速度，打闸时的主、再热汽 压、汽温、负荷和缸温等有关参数记录清楚。

3.7.3负荷降到额定负荷的20%，必须停止高加汽侧，停机过程中，一旦参数异常，必须果断打闸。汽机打闸后，立即派人到就地对主汽门、调速汽门和抽汽逆止门进行检查，发现问题及时处埋或做好防范措施，并及时登记缺陷。

3.7.4在冷态启动、切缸之前，高旁尽量投自动，汽温、汽压应由锅炉运行及时调整，尽量不用高旁人为参与炉侧参数的调整，冷态启动时，主汽压力保持在4.0Mpa，最大不超过5.2Mpa，否则由锅炉调整参数；高压缸和中压缸的进汽温度，严格执行曲线规定，且主、再热蒸汽温度应尽量靠近下限值，不得取上限，在低负荷35～40MW进行暖机。切缸后暖机时，主、再热蒸汽参数要稳定，而且升温、升压速度严禁超出《规程》要求。

3.7.5机组极热态启动，冲车参数严格按照停机时间和缸温来选择（应选上下限的中间），冲车时直接达3000rpm，机侧无问题后，联系电气尽快并网，同时尽快恢复原来负荷，不得在空负荷下长期停留，高旁尽量自投动。

3.7.6机组不论冷态、热态启动，在启机“置位”前，必须将本机B七段抽汽至0.8～1.3Mpa2s辅助蒸汽联箱的电动门和手动门关闭、关严，严防联箱的冷汽返入高压缸，当机组并网后，负荷达100MW以上，开启B七段抽汽至联箱的手动门，同时将B七段抽汽电动门的富余行程开启。 第四章汽轮机典型事故汇编

4.l50MW汽轮发电机组超速、轴系断裂事故

新乡火电厂2号汽轮发电机组系中温（435℃）。中压（3.43Mpa），50MW凝汽式汽轮发电机组。1969年12月8日投产发电，截止事故时累计运行168065h，检修12567h平均运行8000h，共经过7次大修、26次小修，事故停机5次。 4.1.1事故经过

1990年1月25日3：37，该机组发生轴系断裂，机组损坏事故。事故前，锅炉汽包满水，汽轮机较长时间进入低温蒸汽。汽轮机主蒸汽温度由427℃降到350 ℃停留lmin，由350℃降到265℃约3min，且在265℃停留1min，主蒸汽管道间冒白汽，负荷28MW，主蒸汽压力3.3～3.12Mia。前3min温降速度25.7℃/min，后3min温降速度28.3℃/min，6min汽温下降162℃，平均温降速度27℃/min。 发现主蒸汽管道和自动主汽门冒白汽时，手打危急保安器，事故停机。然而，汽机控制室和电气主盘均未出现主汽门关闭“翻牌”信号，仅是负荷由28MW降到24MW，转速3007r／min。此时操作事故按钮，解列甩负荷停机。由于主蒸汽温度下降，1号调节汽门门杆卡在35mm位置。手打危急保安器至机组甩负荷解列约20，25S，操作事故按钮到转速飞升，缸体破裂。轴系断裂约10～12S。 4.1.2设备损坏情况

设备损坏情况概述如下：汽轮机的部分缸体破碎，油系统着火；焊接隔板导叶脱落，铸铁隔板（第5至第10级）全部碎裂；汽轮机主轴断成4段，断轴拼接后的主轴最大弯曲处在第4级叶轮附近位置，最大弯曲达186mm；第8、9级套装叶轮相对于轴在团中央周和轴向均有位移，汽轮机与发电机间对轮尚在轴上，其它轴封套、叶轮、推力盘等所有套装部件全部松脱飞出；前箱盖。2号调节汽门油动机、上汽缸、部分断轴、轮盘飞出机房，第4级叶轮飞出最远达157mm；发电机主轴断成3段；发电机转子下落，定子扫膛。励磁机机座移位，转子落入定子内；主厂房顶棚。顶粱及墙受到不同程度损坏。 4.1.3事故原因分析

4.1.3.1低温蒸汽进入汽轮机造成转子弯曲和不平衡振动 这次事故的主要原因是锅炉汽包满水，进入汽轮机的主蒸汽温度大幅度下降，平均温降速度大，汽缸急剧收缩，动静径向间隙减少，温度下降变化150℃，高缸直径135.5cm，径向间隙减少，计算值为2.24mm。另外，上下汽缸法兰各厚1301mm，汽缸壁厚仅40mm，外法兰比汽缸厚很多，汽缸冷却时，与法兰之间产生很大温度差。此时不仅有较大热应力，而且在垂直和水平方面会出现热弯矩，汽缸的横断面不再保持原有的形状。此时法兰向外弯曲，发生的变形使汽缸中间部分横断面成为长轴在水平方向的椭团中央，两端成为长轴在垂直方向的椭团中央，不论长轴在哪个方向上的椭团中央都会进一步使径向动静间隙减小，动静碰磨，甚者 隔板轴封径向自由退让间隙消失，套装部件（叶轮轴封套）在团中央周向以及与轴之间形成的热偏差，使原始偏心的一侧大轴弯曲。汽缸和法兰之间温差加大的同时，汽缸法兰和螺栓之间也将滞后地形成温差，螺栓紧力大幅度下降，甚至出现负紧力。温差按150℃考虑，M52法兰螺栓紧力将减少0.43mm，使螺栓松动，加上振动加剧，促使螺母松动和自动退出。在这种情况下转子每旋转一周，都将因动静碰磨在团中央周上存在热偏差，导致一次弯曲的加大，周期为20ms。由此可见每延长一秒种弯曲的加大都是可观的。事故后，主轴拼接的弯曲最大值达186mm就说明了这点。 4.1.3.2解列甩负荷时，调节汽门卡涩，自动主汽门未及时关闭，导致机组超速， 延长了事故时间，加剧了设备损坏。

事枚发生后的检查，发现危急保安器内一弹簧发生了永久变形，其自由长度由106mm缩短到98mm，使主汽门关闭时间达2.05S，调节汽门关闭时间达1.6S，而且用危急保安器打闸至第8次时，主汽门才关闭；油动机泄去压力油，靠油动机滑阀自重作用下动作，也容易使主汽门、调节汽门卡涩不能关闭。另外，从测点在主汽门后的主蒸汽压力记录曲线上看，也说明主汽门未及时关闭，经估算机组最高飞升转速为3600r/min左右。

事故后检查还发现第6、7、8、9级大轴上的轴向键槽与叶轮上的轴向键槽均为非工作面有明显变形，这说明第6级以后各级叶轮先松动。套装部件几何中心偏离轴几何中心，引起质量偏心，进一步加大了不平衡弯曲和振动。事故后，所有套装叶轮轮毅的内孔增大且成椭圆嗽叭口状，孔直径增大0（第7级）-60mm（第3级），并在叶轮处的轴颈上留有明显的环状压痕。碰磨高点产生的不平衡总是滞后于转子原来的不平衡，在连续接触的碰磨过程中，转轴高点连续不断地后移，这是磨擦涡动的特点。转速飞升的另一个后果是减少了每一次弯曲振动加大的周期时间，轴弯曲度增大到轴表面拉压应力接近或超过材料的屈服极限后，在几秒 钟内就会耗尽大应变的低周疲劳寿命，在轴变截面应力集中处出现裂纹，并以每秒50-60次的弯曲交变冲击力使裂纹尖端迅速延伸，最终导致脆性扩展而断裂。 4.1.3.3转轴存在原始热弯曲和主轴材质软化，降低了机组抗事故能力

事故后的检查发现高压轴封处转轴表面在90°-120°范围内有明显的腐蚀，说明运行中高压轴封有失去紧力的可能，在高速不平衡离心力作用下，单侧出现间隙而形成腐蚀现象，也说明其转子在运行状态下已具有径向不对称温差形成的热弯曲。在故障情况下其平衡热力被破坏，在转子出现碰磨的情况下，其热弯曲的高点就是转子碰磨的高点，这又进一步增大转子热弯曲。 4.1.4防止事故措施

4.1.4.1严禁低温蒸汽进入汽轮机，造成轴弯曲和不平衡振动每台机应有以下基础

技术记录：

4.1.4.1.1转子原始弯曲（晃动值）和弯曲尖的轴向。圆周位置（高点相位）； 4.1.4.1.2轴系临界转速。各轴承正常运行振动值，机组中速暖机时振动值及冷。 热态启停机组通过临界转速时的振动值； 4.1.4.1.3正常情况盘车电流及电流摆动值；

4.1.4.1.4正常停机惰走曲线和破坏真空紧急停机惰走曲线； 4.1.4.1.5停机后正常情况下，汽缸及主要金属温度下降曲线； 4.1.4.1.6流通部分轴向、径向间隙最小值。汽缸膨胀及运行中开停机时胀差值； 以上技术记录应在安装调试时测取，每次大修前后复测。 4.1.4.2设备方面

4.1.4.2.1每次大修测大轴晃动度时，需测高点相位。只有高点相位相同，与原始晃动值比不超过0.02mm时，方能通过验收，大轴晃动值大于0.07mm（弯曲0.035mm），应认为大轴弯曲，需查找原因采取相应技术措施。

4.1.4.2.2运行中监视纵。横向膨胀，防止单侧磨擦。必要时应在检修中核对汽缸纵销和横销间隙，确认有无卡涩。

4.1.4.2.3大修中注嵩调整端部汽封、流通部分隔板汽封间隙。油档间隙和汽封径向活动退让间隙，一般退让间隙规定为2至3mm。尤其注意径向下部退让间隙要大些，以防止热态启动前或运行中主蒸温度下降，汽缸冷缩，造成的动静碰磨。端部汽封和隔板汽封径向退让间隙小于规定值的不能通过验收、扣缸。

4.1.4.2.4要有完好可靠的监测仪表，应包括汽缸膨胀，胀差，轴向位移、振动， 主、推力轴承温度，上、下缸金属温度测量。高压加热器的保护应完善，可靠，凝汽器、高压加热器水位计应完好；并要有高水位声光报警信号，该报警装置在停机后，应仍能正常投入，并要监视凝汽器水位，防止凝汽器满水进入汽轮机。 4.1.4.2.5改善与加强汽缸保温工作，保证上、下缸温差在允许范围；改进疏水系统，保证疏水畅通，相邻机组疏水要分开，防止互相串通；各阀门要严密，运行中不向汽缸返水，返低温蒸汽等。 4.1.4.3运行方面

4.1.4.3.1锅炉灭火后应密切注意汽温。汽压变化，当不能立即恢复正常运行时， 应关闭锅炉出口到母管主汽门。锅炉出口主汽门应当实现远方电动操作。

4.1.4.3.2锅炉水位计应准确可靠，运行中要加强监视水位。当锅炉水位在自动给水调整门失效时，应当可以用手动调整门实现调整。

4.1.4.3.3热态启动和停机时，要严格控制缸壁温。过热度和降温变化速度等，不超指标要求。

4.1.4.3.4热态启动时，轴封系统应先送蒸汽，然后抽真空，防止冷汽进入汽轮机轴封系统。

4.1.4.3.5冲转前必须按规定盘车；故障停机时，尤其是因进冷汽和进冷水停机时，转子一俟静止，应尽快投入盘车。

4.1.4.3.6各种声光信号应严格按规程每班试验，不合要求应及时处理。主蒸汽温度高低，主汽门关闭、抽汽逆止门关闭等主要声光信号必须完好。

4.1.4.3.7热态停机前，应有除氧器等水。汽源与汽机本体的隔离措施。锅炉打水压时亦应有措施防止主蒸汽管泄漏，冷水进入汽轮机；大修后冷态启动时应防止汽缸接口管进入等运行反措。 4.1.4.4防止汽轮机超速

4.1.4.4.1必须有经总工程师批准的调节系统检修规程和调试规程。

4.1.4.4.2每次大修前后进行调节系统静态特性试验。速度变动率。调节汽门重叠度特性。迟缓率等指标应符合技术规定。

4.1.4.4.3各超速保安置（包括危急保安器、电超速保护及附加保安装置）均应完好并投入。

4.1.4.4.4对调节系统动态特性要求：新投运机组或运行5万h后机组，应进行动态特性甩负荷试验；额定工况甩负荷时，调节系统应能维持汽轮机空转，转速升高的最大值不应超过8％-9％额定转速，并以稳定转速验证速度变动率。在任何情况下不应使危急保安器动作。 4.1.4.4.5严格执行定期试验的规定

4.1.4.4.6运行中汽轮机需要紧急打闸停机时，手打危急保安器后要确认自动主汽门、调速汽门关闭，抽汽逆止门联动动作关闭和负荷到0，否则应再一次手打危急保安器和立即关闭自动主汽门前的电动主闸门，确保停机。在并列运行中司机要监视负荷大小及频率，解列后要注意转速变化。

4.1.4.4.7运行规程中应明确规定汽轮发电机组事故按钮的使用条件和操作步骤。

4.1.4.4.8防止油系统进水，调节系统部件卡涩。 4.1.4.5加强金属监督工作 4.2 300MW机组断油烧轴瓦事故

1994年3月30日，珠江电厂2号机在事故紧急停机过程中，发生一起汽轮机断油烧轴瓦事故。 4.2.1事故经过

事故前2号机组负荷300MW，各运行参数正常

15：06，2号机发出“发电机定子冷却水断水”信号，汽机司机。班长、值长检查定子冷却水泵。冷却水流量正常，判断为误发信号。

15：08，2号炉BTG盘发出MFT（主燃料切除）动作信号，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机解列，厂用电自投成功。解列后，汽机值班员开启有关旁路。切换轴封汽源、启动备用真空泵。停凝结水泵等操作。

15：l7，转速降到1550r/min，司机启动顶轴油泵。

15：25，转速从1000r/min迅速降到0。司机、班长到机旁投盘车不成功，检查发现润滑油压表显示接近于0，即启动交流润滑油泵，油压上升到0.14MPa后再投盘车也不成功。全部惰走过程仅17min，比平常少38min。惰走期间润滑油中断，致使轴瓦烧毁。 4.2.2事故原因分析

4.2.2.12号机出现“手动MFT”跳闸，查实为锅炉保护装置误动，是事故的诱发原因。

4.2.2.2机组解列后，主汽门关闭，润滑油压随转速下降而降低，当油压降到0.07 Mpa和0.06Mpa时，交、直流润滑油泵应自启动，但实际没有启动，是事故的主要原因。

4.2.2.3运行人员在汽机解列后，没有按运行规程规定：严密监视润滑油压，而是当汽机转速下降到2700r/min，润滑油压降到77-84Pa，交、直流润滑油泵未能自动启动时，才手动启动交、直流润滑油泵，致使汽机转速降低到主油泵不能正常供油的情况下，机组断油烧瓦，转子下沉，高压缸下部动静径向间隙消失，磨擦卡死。这是事故的重要原因。

4.2.2.4汽机解列，出现润滑油压低之后，BTG盘没有发出低油压低I值、低Ⅱ值、低Ⅲ值3个声光报警信号，以及时提醒运行人员立即处理。这也是未及及时手动启动交、直流润滑油泵的原因之一。 4.2.3事故暴露的问题

4.2.3.1机组在基建调试阶段，对汽机润滑油系统这样重要的设计变更，未经会签和审批就予实施，暴露了管理不严。

4.2.3.2调试工作不完善，如润滑油系统在静态、动态低油压试验中，均没有发现机组解列、主汽门关闭后，交、直流润滑油泵低油压不能自启动的重大隐患。 4.2.3.3机组移交生产后，未能及时组织人员复核图纸和设计变更单，以致润滑油系统设计变更错误一直没有发现，酿成重大设备事故。

4.2.3.4运行岗位新人员多，缺乏实际经验，事故处理能力较差。 4.2.4防止事故措施

4.2.4.1设计部门必须切实加强设计工地代表的管理，对工地代表在现场变更重要设计，主要的自动装置和保护，必须严格审批，加强管理。

4.2.4.2新设备投产前的调试、试运行和验收工作，必须按《电力工业技术管理法规》有关规定，对设备的主保护、自动装置、重要保护及自动装置尚未投入或不完整的，不能启动，不予验收。

4.2.4.3运行中的汽轮机交、直流润滑油泵及其低油压自启动装置，必须经常处在良好状态。没有自启动装置或自启动装置不完善的机组，不允许启动，运行中的机组必须立即安排处理。

4.2.4.4运行中汽轮机的交、直流润滑油泵，其低油压联锁启动开关必须在投入位置，不得随意退出。

4.2.4.5运行中交、直流润滑油及其低油压自启动装置应每周试验一次。每次正常停机前要进行试验，停机后，在主汽门关闭工况下也要进行试验，以检查自启动功能是否正常。 4.2.4.6停机时，应设专人监测润滑油压和轴瓦温度，随转速的下降及时投入交、 直流润滑油泵。运行人员必须熟悉交、直流润滑油泵失常情况下的紧急处理方法。 4.2.4.7新投产及大修的后的机组，专业技术人员要全面审核图纸和设备变更情况，查核各种保护完备，各自动装置可靠，各定值准确，一旦发现隐患，立即清除，防患未然。

4.3疏放水系统不合理造成中压缸进水事故 4.3.1事故经过

1992年1月29日，锦州电厂1号机组带200MW运行。22：09，锅炉2台送风机跳闸，灭火保护动作，锅炉灭火，机组出力到0。在处理灭火，进行炉膛吹扫，准备点火过程中，因汽包水位高，开启了事故放水门；随即出现汽机5号高压加热器水位高，保护动作，危急疏水门自动开启。22：16，又了现运行中的l号汽机中、低压缸胀差突然上升：中压缸胀差由正0.3mm上升到2.8mm，低压缸胀差由正2.7mm上升到4.5mm，同时发现5瓦油档处研磨打火，运行人员按值长令打闸停机，将发电机解列。转子惰走13min后，于22：29主轴静止，立即投入盘车正常。经快速冷却后，打开凝汽器从人孔门对中、低压缸最后几级叶轮进行了检查，未发现问题，只是5瓦档油板铜齿磨损严重，经更换油档后，于2月1日21：00机组并网，恢复正常运行。 4.3.2事故原因分析

疏放水系统设计不合理，造成锅炉事故放水时湿蒸汽倒入中压缸，引起中、低压缸胀差上升是事故的主要原因。

锅炉φ133mm的事故放水管与汽机φ108mm的高压加热器疏水管，汇集到273mm的联箱后接入定排扩容器（见疏放水系统示意图）。这种疏放水系统连结方式在锅炉事故放水门与高压加热器疏水门同时开启时，将造成汽缸进水的条件。这次事故就是在锅炉因水位高开启事故放水门的同时，5号高压加热器水位升高而跳闸，进汽门关闭，危急疏水门自动开启，导致压力为13.5Mpa的汽水通过汇集容量较少的联箱，经高压加热器疏水管返至5号高压加热器内 进入中压缸，使中、低压缸急剧收缩，胀差上升而停机。 4.3.3防止事故措施 锅炉事故放水门。高压加热器疏水管不经汇集联箱，将其各自直接接至定排扩容器。

4.4低压加热器满水造成中压缸进水事故

1990年10月11日，朝阳电厂2号机在加负荷过程中，发生了一起低压加热器满水，造成中压缸进水，使部分设备损坏，中压转子轻度弯曲的事故。 4.4.1事故经过

10月11日0：30，2号机出力由100MW加到150MW，增加出力运行6h23min后，机组产生振动，测4瓦振动值0.062mm。又运行6min后，4瓦振动值达0.llmm，

随即将出力减到0.5：15，解列发电机，汽机打闸停机。汽机打闸后，发现低压胀差表指示到头（表量程为＋6mm）。同时发现4号低压加热器水位高，中压缸上下壁温度增大，中压缸上壁温度431℃，下缸壁温度167℃，温差达264℃。5：33大轴静止后，启动盘车跳闸，测大轴晃动值为0.18-0.20mm，确认中压转子弯曲，经定期用吊车盘车直轴后，启动盘车正常，测大轴晃动值0.07mm（原始晃动值0.05mm）。 4.4.2事故原因分析

4.4.2.1汽缸进水，中压缸温差过264oC，使汽缸变形，引起动静间磨损，造成机组振动，是事故的主要原因。机组加负荷后，运行人员监视不周，未及时发现4号低压加热器满水（5个水位指示灯全亮）。4号低压加热器满水是因疏水调整门控制回路进水短路，调整门开度指示100％，实际开度只有30％，严重影响了疏水量，导致4号低压加热器水位逐渐升高。低压加热器满水后，造成中压缸进水。

4.4.2.2运行人员在减负荷操作中，停止疏水泵，未关出口门，逆止门不严，使凝结水返至低压加热器，造成低压加热器满水。防止事故措施 4.4.2.3运行人员要严密监视加负荷后的各种情况变化。 4.4.2.4对调整门要经常检查，使之灵活到位。 4.4.2.5加强对运行人员的培训及责任心教育。 4.5300MW汽轮发电机组大轴弯曲事故 4.5.1事故经过

1993年11月4日22：00，洛河电厂2号机乙侧调门前主蒸汽温度测点严重泄漏，消缺启动过程中，当汽机转速达1500r/min时，发现机组振动大。于11月5日4：52停机。经检查，测量高压转子大轴晃动18丝，并保持不变，确认为永久变形，决定解体检查。又测得高压转子最大弯曲度为32丝。经省局同意，决定进行直轴处理。7-22日直轴处理，开11月24日13：14并网发电。 4.5.2事故原因分析

4.5.2.1经多次分析认为大轴弯曲的原因是汽缸进水。上下缸温差过200℃，使汽缸产生变形，转子与轴封、阻汽片间隙消失，进行磨擦，转子无法转动。上下缸温差大，转子下部冷却部位热应力超过屈服应力极限，产生拉伸塑性变形，转子内部温度均匀后，冷却部位由凹变凸。汽缸解体后复查，弯曲方向与理论完全相符，大轴弯曲曲线呈园弧形状，弯曲的弧也比较长。

4.5.2.2高压缸进水是由高压缸旁路系统进入缸内的。高排逆止门系主汽门联动逆止门。由于本身结构存在问题，又长期存在隔绝门不严和开关不到底的缺陷一直未能解决。

4.5.2.3高排逆止门控制系统不灵。

4.5.2.4炉点火后，高排逆止门处在开的状态，未及时关闭。

4.5.2.5高缸上下温差开始逐渐增大时未引起重视，待温差骤增时已来不及处理。

4.6 200MW汽轮发电机组断叶片事故

下花园发电厂3号机是东方汽轮机厂生产的N200-130-535/535超高压。中间再热、3缸3排汽冷凝式汽轮机。1988年1月24日投产，1990年以来频繁出现缺陷和故障。 4.6.1事故经过

1990年7月6日8：08由于励磁回路保护动作，3号机停机。转子静止后，9：32发现盘车装置电流表针摆到头后电动机自动跳闸，手动投入几次仍出现自跳现象。9：35改为人工盘车。7日11：43投盘车时发现其电流表摆动值达30A（表计最大值）并又自跳，后改用75t天车盘车。7日23：24机组启动。8日0：14并机。9日22：10由于振动大，将有功功率降至140MW，维持到10日3：40第2轴承振动值004mm，第1轴承振动值0.05mm时紧急停机。当转速降到2400 -2500r/min时，运行人员感到机头处有剧烈振动。11日20：07又启动，升速到890r/min时第1、2轴承振动值仍大，停机揭盖检查，发现高压缸6、7、8级动、静叶片全部损坏。隔板也受到不同程度的损伤。 4.6.2事故原因分析

这次叶片损坏主要原因是第6级动叶片复环其中一段的铆钉头松脱。大修中未发现异常，大修后数次启动中由于振动使原来的复环缺陷有所发展，以致脱落掉下构成事故，同时反映了：

4.6.2.1安装时遗留下的缺陷比较多，虽然运行两年，但没有得到彻底消缺。例如：超速限制滑阀不起作用，由于网络故障或保护误动引起该机甩负荷跳闸（解列）5次。每次跳闸后转速飞升，使危急保安器动作，原因是定值选择不准（SSJ）和调试不严的结果。另外主油泵抗推盘磨损缺陷长期得不到解决，与厂家设计及制造工艺有关。

4.6.2.2200MW机组高压缸内动、静部分发生磨擦时，从声音判断困难较大。因为是双层汽缸，运行中主要靠轴承振动来判断。大开型机组的轴承振动尚未列人“五项监督”范畴，测振工作还很薄弱。如第1轴承至第7轴承装的固定式测振器（垂直），在正常运行中出现误发信号现象，表计失准，给运行人员带来错觉，增加了判断分析事故的难度。 4.6.3防止事故措施

4.6.3.1汽轮机动、静部分产生磨擦时，在运行中应监视轴承振动和机组声音；在停机过程中应监视转子惰走时间；停转后可通过盘车监视。

4.6.3.2转子停转后投盘车装置时，如发现电流摆动时最大值又自动跳闸，应检查其原因，确知盘车装置盘不动轴时应当停止盘车，不能使用天车，要立即检查汽轮机转动部分，以防扩大事故。

4.6.3.3对于安装时遗留下的缺陷，应及时彻底消缺。与设计及制造工艺有关的问题，应及时反馈到厂家。

4.6.3.4加强大型机组测振工作。轴承振动监督应尽快列入“五项监督”范畴。 4.7高压给水泵和除氧器事故

4.7.1液压调速给水泵偶合器烧瓦事故

铜陵发电厂2号机（125MW）配套给水泵为上海电力修造总厂生产的DG480-180液压调速给水泵组，该泵组在机组调试期间曾发生给水泵咬死，偶合器烧瓦事故。1991年1月13日，该泵组又发生了严重的液压调速给水泵偶合器烧瓦事故。 4.7.2事故经过

1991年1月13日下午铜陵发电厂2号机一台送风机自跳，锅炉熄火，负荷减至10MW，甲给水泵转速降至2000r/min，给水母管压力降低，低水压保护动作，乙给水泵（备用泵）自动投入。此时发现甲给水泵电流从0摆到600A，泵组几个支持轴承住外冒油，偶合器外壳发黄，立即开甲给水泵的辅助油泵，紧急停甲给水泵。但甲泵电动机停止后，主给水泵仍不停，似反转状态，甲给水泵惰走时间由正常的4min，延长至25min左右才停下。

4.7.3事故原因分析

该偶合器烧瓦事故的主要原因是锅炉熄灭后，甲给水泵转速降至2000r/min。由于低水压保护动作，使备用给水泵（乙给水泵）自动投入。乙泵备用状态时，偶合器勺管位置较高，约在50-60％，使乙给水泵启动后出水压力较高，远大于甲给水泵，加之甲给水泵逆止门卡死（逆止门的翻板卡在圆弧和方角的过渡区），不能关闭，造成乙给水泵的给水倒人甲给水泵内，使甲给水泵倒转，偶合器工作极不正常，工作油温度急剧升高，乃至最后造成偶合器严重的烧瓦。 关于平衡盘套筒和节流衬套中间一条磨印的产生，有可能是由于加工时产生的毛刺，顺向转时不发生问题，由于泵的反转，使毛刺拉出所致。 4.7.4防止事故措施

4.7.4.1制造厂在配套设备、附件等方面应注重质量的检查。该泵的出口逆止门就是由于其中的翻板卡在逆止门内圆弧和方角的过渡区，导致乙给水泵的给水倒流至甲给水泵。若将过渡区加工得光滑些、公差小些，就不会造成这种倒灌现象。 4.7.4.2汽轮发电机组在滑压运行时，应将给水的低水保护切除，只有在汽轮发电机组定压运行时才能投入，保证锅炉的给水供应。同时若给水自动投入，备用泵偶合器勺管不能自动跟踪，应入在30％左右的位置为宜，而不要放在50-60％的较高位置，当备用泵启动后，可以根据需要，手动调节。因此正确的投入联锁保护，备用给水泵偶合器勺管位置放置多少，也是泵组运行可靠的一个很重要的部分，不应忽视。

4.8平衡管被堵，液压调速给水泵组损坏事故

铜陵发电厂2号机为上海汽轮机厂生产的N125-135-535/535超高压。中间再热。双缸双排汽、冷凝式汽轮机。其配套给水泵的电动液压调速给水泵组。 4.8.1事故经过及设备损坏情况

该机组于1990年9月初开始进行整组启动、调试。1990年9月8日二次启动甲给水泵组，发现工作油压建立不起来，主给水泵不转动，判断有严重故障，立即停电动机。在现场对液力偶合器进行解体检查，发现偶合器的易溶塞。旋转外壳的钨金衬套、涡轮的支持轴承和偶合器内的钨金均已熔化掉。同时对主给水泵泵体后部进行解体，发现主给水泵的推力瓦块钨金已磨完；主给水泵节流衬套轴向磨损8-10mm：第4、5级导叶进口处叶片断裂6块；1-5级叶轮的密封圈均咬死。 4.8.2事故原因分析

总观该泵组的情况以及对当时的运行情况分析，该泵组发生事故的初步原因可以认为：主要是由于泵组的主给水泵平衡管的法兰垫子为实习垫。当泵组启、停、运行时平衡管给堵死，平衡管压力由实际上仅是憋着的死水压力。由于该泵组的平衡推力主要由平衡盘和平衡鼓的联合结构来承担。此时平衡盘和平衡鼓的联合结构前后压差已很小，无法平衡给水泵组向前的轴向推力，只有靠推力轴承来承受。正常时推力轴承所能承受的轴向推力较小，设计上主要是考虑泵组启、停时保持主给水泵正常的轴向间隙，以避免平衡盘和节流衬套发生磨擦接触。当平衡水被堵时，造成推力轴承的推力瓦块钨金逐渐磨光，致使叶轮与导叶的轴向位置 逐渐偏斜，无法对中。加之制造厂精密浇铸导叶时，工艺上还不够完善，易造成导叶进口叶片的材质疏松，致使第4、5级导叶进口的叶片断裂6块，节流衬套轴向磨损8-10mm，1-5级叶轮密封圈均咬死。上述原因导致偶合器工作极不正常，油温急剧上升，易熔塞、旋转外壳的钨金衬套。涡轮支持轴承。推力瓦块等熔化。 4.8.3防止事故措施

4.8.3.1装配时一定要注意安装质量，防止平衡管中平衡水堵塞。

4.8.3.2及时装好并投用主给水泵轴向指示器。 4.9 高压加热器爆炸事故

1989年4月14日ll：40，哈密二电厂2号机组高压加热器发生爆炸。这是一起极为罕见的爆炸事故，暴露出了该容器在设计、制造、安装、运行、修理、改造及检验这一全过程中各阶段的系列问题。 4.9.1设备概况

哈密二电厂2号机（12MW的冷凝式汽轮机）配套设备高压加热器（以下简称2号高加）系南京汽轮机厂生产。高加筒体由上、下筒节（用8mm厚的钢板冷卷拼焊而成），筒体尺寸：7203409638mm（直径3高3壁厚）；筒体材质：A3。高加芯子规格：φ1631.5U型20号无缝钢管。一段抽汽参数（额定负荷下）：抽汽压力为0.843MPa，油汽温度为274℃，高加设有型号UQK-1俘球式疏水器一台，作正常运行疏水，疏水经80mm管子送往除氧器。高加下部通往疏水器的管子上接了一根通往定排扩容器的管子（管径80mm），该管路装设一套事故紧急放水电动阀门（Pg25、Dg80）作紧急放水用。汽机控制盘上装有高加事故紧急放水电动按钮一对，并装有高加高水位报警光字牌，高水位报警信号由装在筒体下部的一套液位发讯继电器发出。高加的系统连结见筒图。

截止1989年4月14日，高加累计运行4347h(2号机累计运行7689h），累计启动次数18次，其中正常启停7次，由于爆管原因启停5次，其它原因启6次。5次爆管事故中，共8根管子爆破，其中的一次爆管事故有3根管子爆破。 4.9.2事故经过

4月14日，2号机组（刚大修结束）高加投运过程中，当打开高加给水门时，发现汽侧水位上升，当即判断为钢管爆管，2号高加随即停运，并由检修人员解体检查，检查发现确有一根U型管泄漏。在采用堵头堵死的办法对泄漏的钢管进行了处理后，11：30要求对高加端盖法兰进行预热，以便热紧端盖螺栓。运行班长在检查了高加疏水排至地沟的阀门处于开启，而其它阀门均处于关闭位置之后，就去开给水进水阀门。在开此阀门过程中，发现进汽管连结高加的法兰漏汽，便赶紧关给水门，此时（ll：40）一声爆，筒体沿纵、环焊缝处爆裂。 4.9.3事故原因分析

4.9.3.1筒体焊接质量十分低劣。

4.9.3.22号高加未装设安全阀，未设置排空系统。高水位信号没同危急疏水阀联动。

4.9.3.3送样分析发现2号高加U型管材质不符合要求，主要是S含量高。 4.9.3.4生产厂家无压力容器生产许可证，提供的有关该高加的资料只有一张设计总图，无其它任何资料（包括产品合格证，制造质量证明书等）。

4.9.3.5在给高加投水前，高加液位继电器未投。在投水操作过程中未注意监视高加水位，筒体压力。

4.9.3.6高加在安装过程中，在投入运行后的相当长时间内，没有对高加筒体进行过检验，以致没有发现十分明显的严重缺陷。 4.9.4防止事故措施

4.9.4.1购置的压力容器必须是经劳动部门批准的定点制造单位的产品，而且必须具有《压力容器安全监察规程》规定的技术文件、资料（如：产品合格证。产品质量证明书、图纸、强度计算书、安全阀排量计算书等）。

4.9.4.2压力容器在安装前必须经过安全性能检验，该检验一般包括：查阅厂家必须提供的资料是否齐全；容器内、外部宏观检查。如发现问题或对制造质量有怀疑时可进一步检查。

4.9.4.3在投入使用前必须办理使用登记。通过使用登记机关的使用前的登记审查，可在很大程度上防止不具备使用安全条件的容器投入使用。

4.9.4.4使用单位必须按照规定的检验周期对压力容器实行定期检验，对压力容器的安全附件。保护装置。监测仪表进行定期校验。

4.9.4.5发现压力容器缺陷时，应及时处理。缺陷处理应按有关规定进行，处理方案应履行审批手续。

4.9.4.6增强运行、检修人员的压力容器安全意识。电力系统生产用压力容器是与主机配套的辅助设备，其安全性往往容易被忽视，对这一点必须引起重视。 具体地针对高加来说，除了应吸取上述教训外，还应吸取以下教训： 4.9.4.6.1高加的汽侧必须装设安全阀。

4.9.4.6.2高加应设置与高水位信号联动的危急疏水装置。

4.9.4.6.3高加的汽侧和水侧应设置排空系统，以便在投入或运行中排出空气。 4.10汽轮机前轴承箱爆燃事故

1990年3月26日，宝鸡发电厂的4号机在运行中突然发生一次少见的前轴承箱（下简称前箱）爆燃喷火，紧急停机事故。 4.10.1事故经过

3月26日全厂4机4炉运行（4台机组均系捷克产品），事故前全厂总负荷133MW，4号汽轮机（VK一50高压凝汽式机组）带负荷39MW，主蒸汽压力9.35MPa，主蒸汽温度530℃，冷油器出口油温40.5℃，其它各运行参数全部正常。19：57，4号机前轴箱突然发出一声爆炸巨响，与此同时正在机头盘前站立的汽机运行班长及4号机司机等人看到前箱上盖的上方从长方形窥视孔（4703140mm）向外喷火，火焰高达300mm。立即查看机头盘上的各监视仪表，指示全

部正常，但前籍的上方继续向外喷火。班长即命令司机用（紧急停机）按钮将4号机打闸停机，并与电网解列，随后向电气主控室发出“机器危险”信号。在司机与助手关闭自动主汽门的过程中，前箱上盖外喷的火焰自行熄灭，前箱爆燃喷火持续时间不足1min。4号机打闸惰走17min，符合规程规定。降速惰走过程中前箱内的部件无任何异音，汽轮机各轴承的震动。温度均正常。 4.10.2事故原因分析

根据事故发生时的现象和事故后检查的结果，可以断定这是一次汽轮机前箱内部的可燃气体闪爆事故。在前箱上盖窥视孔的有机玻璃爆破后，箱内闪爆的可燃气体从窥视孔向外喷出，在外部空气助燃下，可燃气体剧烈燃烧，烧完后火焰立即自行熄灭。由于可燃气体量少、燃烧时间短、前箱内的透平油尚未加热到燃点，因此可燃气体闪爆燃烧并未引燃箱内的透平油。箱内的可燃气体发生闪爆，这是由于其中产生和积聚的可燃气体浓度达到了燃炸极限，同时前箱内出现了明火火花，由此引起了前箱内的可燃气体闪爆。

4.10.2.1汽轮机前箱内部可燃气体的产生和浓度达到爆炸极限的原因4号机前箱内部安装了汽机的前轴第一轴承、推力轴承、调速系统、油动伺服机、超速保护、串轴保护及主油泵的减速齿轮等主要机件。其中转动部分的钨金瓦，齿轮啮合面均由透平油润滑，箱内各部件的润滑油及压力油的回油均从箱内底部二根150mm回油管回流至油箱内。汽轮机在运行时前箱内底部基本没有油位。前箱各壁盖均为生铁铸伯，前壁的中部危急保安器及测速孔装有面积较小的有机玻璃密

封板。前箱内总体积约1.2m3，扣除内部安装的各机件体积，箱内有效空间约0.8m3。当前箱上盖的通大气孔被异物堵塞时，箱内气体的流通状态就会遭到破坏。此时箱内从油中裂解的可燃气体仅靠回油管较小的抽吸负压是难以抽掉的，前箱内可燃气体的浓度将增加到爆炸极限。4号机的通大气孔板在结构上位置低于上盖平面约2-4mm。因此在运行中司机在清擦机头前箱的上盖时，稍不注意就很容易使脏物堵住通气小孔；此外，如果司机不定期清擦，当锅炉房跑灰、汽机房设备检修打保温。吹扫设备等飞扬的灰尘也很容易将通大气小孔覆盖。在这次闪爆事故后的检查中，看到前箱上盖的清洁状况较差。虽然检查时通大气孔畅通，但很可能是在爆燃发生时由于前箱内压力骤增，被高压气流将堵塞的小孔吹通。由以上分析认为，这次事故前4号机前箱上盖的通气孔曾被异物（如灰垢堵塞，是造成前箱内可燃气体浓度增加到爆炸极限的重要原因。 4.10.2.2引爆前箱内可燃气体的明火火花产生的原因

在检修中曾数次发现3、4号汽机（同是VK-50型）的主油泵的同一轴系上的从动轮（主动小齿轮与大轴为同一轴系），其内孔与转轴的结合面、主油泵的一级与油泵齿轮内孔的结合面都有程度不同的“电腐蚀”坑洼麻面；在运行中曾因“电腐蚀”严重使结合面结合松动、减速齿轮组的齿面啮合处受到额外的冲击应力，加速齿轮的疲劳，导致断齿故障。经检查发现前述3个结合面抱死无法拆卸，不得不动用火焊。结合面出现“电腐蚀”，说明该处在运行中有频繁的电火花放电存在。电火花放电的电弧温度可达3000℃，因此电火花电弧的高温足以使结合面的2个金属表面熔化而出现坑洼麻面。4号机前箱爆燃事故后，于5月23日进行大修，曾对主油泵轴系的从动齿转动轴上的“电腐蚀”部位进行简易硬度测试，测得“电腐蚀”部位的布氏硬度比无“电腐蚀”的母材部位平均高7°，说明“电腐蚀”部位确系电火花放电结果。主油泵轴系各结合面在运行中有电火花放发生，说明有一个从汽机大轴经减速齿轮组再经主油泵轴系向大地（外壳）放电的电流通道存在。转子高压级叶片上产生静电荷由大轴经过阻抗小的金属通路向大地放电。从4号机轴系结构示意图（图1、图2）可以看到，如果汽机转子高压叶片上产生的静电荷从发电机侧入地，则需通达大轴两个大对轮和以电机大轴接地装置（串有300Ω电阻）。这条放电通路阻抗大，路径长；反之如流径前大轴向大地放电，其通路阻抗小、距离短，当静电电流流入前箱大轴时，第一轴承和轴与轴瓦之间有绝缘电阻高达30－50KΩ油膜隔离，因此静电流只能通过减 速齿轮组经主油泵轴系的滚珠轴承向大地（外壳）放电。在这条放电通路中，因主油泵系的从动轮——转动轴、转动轴——速轴器、转动轴——油泵一级齿轮，3对结合面均系冷装配套组装结构，在运行中因离心力增大结合，紧开时，两个接触面间的电位差升高，即发生电火花放电，3个结合面出现的电火花明火足以引起前箱空间可燃气体闪爆。对运行中的4号机大轴最前端（测速头）和前箱与高压气封之间的外露大轴，采用万用表直接测量对地电压，确证两处对地原地电压存在。

4.10.3防止事故措施

对汽机值班人员进行汽机油系统的防爆知识补课。另外，运行管理上还要从制度上进一步完善对通气孔。主油箱排烟机的维护检查内容。对前箱内大轴流入的静电流最好的防范措施是在第一轴承的大轴上加装上个接地装置，使静电流在进入前箱之前就引向大地（外壳）。根据4号机的具体结构，拟在大轴最前端的测速轴头上加一接地装置，使大轴的静电流不再经减速齿轮和主油泵轴系各结合面向地放电，以消除电火花产生的条件，防止类似爆燃事故发生。

4.11冷却水管漏水引起大机组被迫停运事故

1994年8月2日，太原一电厂、神头二电厂相继发生了由于冷却水管漏水和油泵坑进水而引起的大机组被迫停运事故。 4.11.1事故经过

4.11.1.1太原一电厂当日4：00左右，值班人员发现1号一次风机冷却水管胶皮管漏水，就填了缺陷联络单，但对缺陷未采取任何安全措施。检修、管理人员虽做了处理缺陷的联系工作，在停下风机彻底处理前，也未采取临时安全措施，以致到12：37，胶皮管漏水增大将水喷进电机内，造成电机端部线卷相间短路，一次风机跳闸，于15：45整机停运。

4.11.1.2神头二电厂2号机组于15：00发现电除尘4灰沟堵，但没及时疏通，致使灰沟的水进入电缆沟，灰水顺着电缆孔洞流入22号引风机油泵坑，由于处理不及时，使水进入油泵电机保护的接线盒。16：38，油流继电器动作，22号引风机跳闸，炉膛正压超限，机组被迫停运。 4.11.2事故原因分析

这两起事故主要是由于管理不善造成的。发现问题未能及时解决，以致扩大成为停机事故。

4.1l.3防止事故的措施 应吸取事故教训，加强运行管理和检修管理，进一步落实岗位责任制和设备责任制。认真贯彻巡回检查和缺陷管理等制度，对已存在的事故隐患和设备缺陷要积极处理，做到大缺陷不过班，小缺陷不过夜，对于暂不能处理的设备缺陷做好防止事故发生的安全措施。

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