某汽轮机事故专项应急预案（优选10篇）

某汽轮机事故专项应急预案

1事故类型和危害程度分析

**热电厂有4台热电联产发电机组，其中#1、#2为哈汽生产的双抽凝汽器汽轮机，#3为北重生产的单抽凝汽器汽轮机，#4为北重生产的背压汽轮机。当汽轮机发生事故后，不仅会发生厂用电中断事故，并且处理不当可导致事故扩大，甚至导致人身伤亡事故的发生。汽轮机规范见表12—1、12—2、12—3(68页)。

2应急处置基本原则

按照“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，坚持防御与救援相结合的原则，以事故的预测、预防为基础，以对事故过程处理的快捷、准确为核心，以全力保证人身、供热、电网和设备安全为目标，以建立事故的长效管埋和应急处理机制为根本，以提高快速反应和应急处理能力，将事故造成的损失和影响降低到最低程度为基本原则。

3组织机构及职责

3.1 应急组织体系

应急组织体系见图17—1。

图17—1汽轮机事故应急组织体系图

3.2 指挥机构及职责

3.2.1 现场应急指挥部

组 长:厂长

副组长:副厂长、副书记

职 责:发生汽轮机事故后，现场应急指挥部全面组织开展事故应急工作。

现场应急指挥部下设办公室:

主 任:副厂长

成 员:各处室领导

职 责:负责沟通情况和汇总信息，并及时向电厂应急指挥部或电厂领导汇报。

3.2.2 现场设备隔离组

组长:运行分场副主任

成员:当班运行值长、各专业班组长(单元长)

职责:熟悉汽轮机事故应急预案的内容以及所对应的相关设备、系统;应急预案启动时迅速、准确隔离汽轮机事故所涉设备、系统和其动力源。

3.2.3 引导疏散组

组长:生产设备处处长

成员:生产设备处各专业工程师

职责:熟悉汽轮机事故应急预案的内容以及所涉位置相关道路和周边环境情况;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，接受指令;根据事故现场人员分布情况，开辟安全疏散通道，组织疏散人员至安全地点。

3.2.4 安全保卫警戒组

组长:生产设备处负责安全管理的处长

成员:电厂安全监察、消防专干、运行分场安全员

职责:熟悉汽轮机事故应急预案的内容以及所涉位置相关道路和周边环境情况;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，接受指令，疏通事故现场通道，设立警戒区域，禁止无关人员进入事故现场;统计进入事故现场施救人员人数，采集事故现场信息、辨识事故现场可能出现的次生事故源，及时向事故应急现场指挥部报告。

3.2.5 现场施救组

组长:运行分场主任

成员:值长、专工、义务消防队员等

职责:熟悉汽轮机事故应急预案的内容以及各类设备故障的施救方法、所涉位置水源、消防器材、通道等情况;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，听从指挥，不盲目行动，有序展开施救行动。

3.2.6 救护后勤保障组

组长:综合办公室主任

成员:总务员、保洁班班长、工资员、打字员等

职责:熟悉汽轮机事故应急预案的内容以及应急后备物资的存放地点;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，设立现场临时救护站，置备应急车辆，联络专业救治资源，开辟人员救治绿色通道;记录事故应急现场指挥部下达的指令和过程。

3.2.7 应急值班室

电厂设立汽轮机事故应急值班室，值班地点为主控室，值班人员为值长，实行24小时不间断值班。

4预防与预警

4.1 危险源监控

严格执行《中华人民共和国安全生产法》、《辽宁省安全生产条例》、《二十五项反事故措施》、《电力安全工作规程(热力机械部分)》、《**热电厂防止电力生产重大事故的反事故措施》、《**热电厂汽轮机运行操作规程》等规定，并按照要求检查、整改，不断完善电厂管理制度。

4.1.1 汽轮机的运行管理

(1)按照汽轮机正常运行时的最高允许负荷，严禁超负荷运行。

(2)建立健全汽轮机维护、检查制度。

(3)汽轮机的保护装置投入率100%。

4.1.2 严格落实巡回检查制度

热机运行人员认真落实电厂《巡回检查管理制度》，要认真细致检查汽轮机的运行情况，发现任何隐患要立即上报，有关处室要立即处理，对不能及时处理的，要采取有效的安全防护措施。

4.1.3 落实各项试验

汽轮机的试验项目和周期按《预防性试验规程》所规定项目和周期进行，当发现问题及时处理。

4.2 预警行动

4.2.1预警

汽轮机发生任何非正常运行情况均作为本预案的预警条件，发现人应立即上报，如果故障危及人身、设备安全或达到规程要求的停机条件时，要及时打闸停机，并逐级上报。

事故报警要点:事故地点、事故情况、事故现场有无人员受伤情况、报警人姓名及电话号码。

4.2.2 接警

运行当班值长在接到汽轮机事故报警后，应立即启动本预案，并向运行分场主任报告。

倘若汽轮机事故发生在夜间或休息日，运行当班值长还应立即向厂部领导报告。

接警的事故现场应急指挥部成员应赶赴事故现场，辨析事故情况决定启动何级应急预案，并通知召集各应急小组进行应急准备。

接警的夜间或休息日厂部值班人员应立即召集厂内其他值班人员，赶赴事故现场，协同运行当班值长进行应急处置。

5信息报告程序

电厂发生汽轮机事故时，根据国家有关法律法规规定必须向**市安全生产监督管理局、**市供电局或**市调度中心报告的，电厂应当及时向上述部门报告。

应急值班室值班人员接到汽轮机事故报告后，应当立即向应急指挥部或应急办公室人员报告，并做好记录。

接到发生汽轮机事故的报告后，根据应急指挥部指示，各处室应当立即组织有关人员对报告事项调查核实、确证，并及时向应急指挥部报告情况。

一旦出现汽轮机事故报告且经查实，要立即上报集团公司，且对事故可能涉及的生产区域以及周边的人员进行紧急通报，说明事故性质、采取的防护措施以及疏散撤离方案。

6应急处置

6.1 响应分级

按照汽轮机事故的可控性、严重程度和影响范围，应急响应级别原则上分为ⅰ、ⅱ、ⅲ、ⅳ级响应。

(1)出现下列情况之一启动ⅰ级响应

造成30人以上死亡(含失踪)，或危及30人以上生命安全，或者100人以上中毒(重伤)，或者直接经济损失1亿元以上，造成电厂发电、供热系统完全瘫痪，且超出企业自身应急处置能力的汽轮机事故。

(2)出现下列情况之一启动ⅱ级响应

造成10人以上、30人以下死亡(含失踪)，或危及10人以上、30人以下生命安全，或者50人以上、100人以下中毒(重伤)，或者造成电厂全停，直接经济损失5000万元以上、1亿元以下，且超出企业自身应急处置能力的汽轮机事故。

(3)出现下列情况之一启动ⅲ级响应

造成3人以上、10人以下死亡(含失踪)，或危及10人以上、30人以下生命安全，或者30人以上、50人以下中毒(重伤)，或者直接经济损失较大的且超出企业自身应急处置能力的汽轮机事故。

(4)发生或者可能发生一般汽轮机事故时启动ⅳ级响应。

6.2 响应程序

电厂发生汽轮机事故由现场指挥部指挥救援，并通过固定电话、移动电话、传真等上报集团公司应急指挥部。根据事故的严重程度，决定启动相应级的响应。制定施救方案，并安排、联系相关施救人员配备安全防护用品(防尘、防毒面具;正压式空气呼吸器;防护服等)进行救援。

应急管理机构必须备有电厂各专业设备系统图和汽轮机应急处理流程图。

根据现场位置和情况，以保人身、保供热、保电网、保设备为原则，决定停电、停汽的范围，采取措施切断汽轮机爆发事故部位设备的电源。在切断电源时，因小部位的电源可能未切除，施救人员在进入爆发部位区域时应与电气设备保持一定距离，预防触电。

6.3 处置措施

6.3.1 事故报警和初期处置

汽轮机发生事故时保护应动作跳闸，运行人员应复归警报把手，查看保护;检查厂用电联动情况是否良好;赴现场检查故障点，断开故障机组各部回路;汇报领导，联系检修;若保护未动作，应立即手切开关将故障机组与系统解列。

发生汽轮机事故时，发现人员应迅速将事故信息向值长汇报，值长是救援现场的指挥员，到达现场后要迅速掌握造成事故的情况，根据电厂的设备运行工况，果断指挥应急救援人员，采取有效措施控制事故扩大，确保人员、设备安全。值长负责联系电厂人员和相关单位人员迅速赶赴生产现场，组织救灾工作。

如汽轮机事故不能控制，在电厂应急指挥部的统一指挥下，立即汇报集团公司相关部门和人员，汇报时讲明事故发生地点、情况、人员安全、设备损坏等详细情况，听从集团公司的统一指挥和调度。必要时指挥部要对受到威胁的工作人员进行疏散，疏散的通道以厂内的消防通道为主。

6.3.2汽轮机事故的应急展开

事故现场应急指挥部在接到报警后，应立即赶赴事故现场;临近设立指挥场所，设立明显标志，宣布启动汽轮机事故专项应急预案，组织、指挥、协调各应急小组的应急行动。

各应急小组接到启动应急预案命令后，应立即向事故现场应急指挥部集结、报到，并统计人数;有条件的应让人员佩戴明显的识别标志。

事故应急现场指挥部到达事故现场后，应根据损坏设备、人员受困、设备、物资情况，下达疏散人员、施救、转移物资等指令，有组织地指挥各应急小组展开行动。

事故中如伴有或次生人身伤亡、厂用电中断等事故，事故应急现场指挥部应及时启动相应的专项应急预案。

事故应急中，根据事故程度、人身伤亡等情况及时请求就近警察或武警人员增援，为帮助实施警戒、疏散、解救受困人员等提供人力资源。

事故应急中，根据事故程度、人身伤亡等情况及时请求消防、医疗等专业机构增援，为帮助实施行动提供专业支持。

事故消除后，应立即组织进行事故现场的隔离和保护并采取相应的安全措施，确保人员恢复生产中的安全。

制定恢复生产方案，先逐步恢复未受损坏的部分设备，尽快恢复生产。

以全部主设备恢复正常运行为结束点，汽轮机应急工作任务完成后，由应急指挥部下达解除应急状态的命令。

7应急保障

根据集团公司物资管理规定，可以采取物资联储等方式对事故备件进行储备，保证在事故情况下能够在最短时间内提供事故备件。

7.1 通信与信息保障

应急中使用的对讲机频道、有关人员的电话号码见附录a。

7.2 应急队伍及装备保障

应急队伍包括专业技术人员、值班人员、义务消防队员及外部救援部门人员。应急装备包括正压式空气呼吸器、防毒面具、防尘面具、对讲机、水带、防噪耳罩、防护服等。

某汽轮机事故专项应急预案：试论汽轮机

汽轮机的工作原理是把蒸汽的力量转化为机械功的旋转式动力机械。发电的功能比较显著，作为各种风机、压缩机、船舶螺旋桨和泵的驱动，满足生产和生活的供热的需要。但是在汽轮机运行过程中时常会出现各种问题和设备故障，影响汽轮机的使用，影响人们正常的生产生活。本文将针对汽轮机在运行过程中出现的各种典型故障并作出分析，以及提出预防措施。

1.汽轮机的常见故障及产生原因

1.1.漏水问题

由于汽缸都是铸造而成的，在出厂后会存放一段时间也就是时效处理，来消除它在铸造过程中产生的内应力。存放时间过短的话，将使加工成成品的汽缸在今后的使用中出现变形，并在使用中不断变形，所以就会在运行过程中频繁的出现漏汽现象。复杂的受力情况也是一个重要原因，包括汽缸内外气体的压力差以及内部各零件的重量等静载负荷，蒸汽流出静叶时的反作用，连接管道在冷热状态下的作用力，会产生相互的作用力，也会使汽缸发生变形。在温度变化过大时快速的启动和停机，都会导致汽缸的负荷骤增或骤减，还有安装方式不正确、打开保温层的时间不对等。

1.2.漏气问题

在加工过程中或经过补焊后产生了应力效应，没有及时经过回火消除这种问题，残余应力造成了汽缸的永久变形。安装和检修过程中的技术问题，造成汽缸隔板、隔板套、汽封体和內缸的膨胀间隙不合适的问题，会产生使汽缸变形性的巨大膨胀力。汽缸的型号不对、杂质过多和密封剂的质量不达标，里面存在的杂质物使密封面的结合不严密;应力不足的情况下，螺旋栓的预紧力会达不到要求，时间长了还会被拉长，发生断裂或变形，紧力不足，汽缸也会发生泄漏。通常螺紧固时顺序是从中间向两边，但是由于人为的操作不当会改变这种顺序，转向从两边向中间，这样就会产生间隙，造成蒸汽泄漏。会引起设备损坏，机器停运，人员受到伤害，影响正确的工作进度，降低工作效率。

1.3.漏油问题

其实漏油问题和漏水、漏汽问题的原因在一定程度上是有相似的，漏油问题引起的原因主要是:密封件损坏，紧固件松动;设备或管道连接密封处不良;输油管道及相关设备破裂;焊接处开缝;输油管道支吊架不合理，造成震动过大，最终导致管路因震动断裂;管路和密封件在选材上没有严格把关。还有冲刷、温度、介质腐蚀等外力因素，引起设备、阀门、管道和容器出现的泄漏问题。漏油问题是很严重的故障，不能忽视。因为油泄漏到高温设备上，就会引起火灾，烧毁厂房或设备，严重时还会有人员伤亡，威胁工作人员的生命和财产安全

1.4.汽轮机的超速问题

造成汽轮机超速的问题的原因主要包括:机组的运行参数超过限制，汽轮机的速度超过安全范围以内的参数;因焊接和材质问题导致的汽门不严密，螺栓受到严重的损坏，这样汽轮机的速度就会不受限制;主汽门和调速汽门出现严重的卡塞，也会引起这种问题;各种超速保安的设置上存在缺陷，或者没有正常投入使用，汽轮机的速度没有监控和安全限制;调速系统没有正常运转，出现故障;轴承和汽轮机轴的震动监视系统失灵;最后就是汽轮机的保护系统没有工作，汽轮机在高速的运转过程中缺乏保障。这种问题会导致汽轮机的叶片飞出，严重时可造成汽轮机、发电机和凝气器等相关设备大量损坏，甚至造成人员受伤。

1.5.机械损坏

造成这种现象的原因主要包括:机械的运行参数偏离正常的数值;机组的启动和停止没有严格按照规定来执行;由于保护不当，造成汽缸进水和轴瓦烧毁的现象也时有发生;最后还有一个原因就是汽轮机保护拒动。和上面的故障造成的后果基本相同，不但会造成机械设备的损坏，无法正常工作，严重时还会引起人员的伤亡。

2.常见故障的预防措施

2.1.针对漏水、漏气问题

由于漏水和漏气问题的原因具有极大的相关性，所以在预防措施上就不一一陈列了。要针对此做好压力容器的检验和管理工作，对不合格的设备定期予以更换，坚决杜绝以次充好的情况发生;其次，承压容器的焊接缝应该在运行之前进行合格性检验，检验合格才可以投入使用;在使用过程中，承压器不能随意开孔挖补，有必要或者非做不可的时候，应该严格按照有关规定执行;最后，在机器使用过后应该加强对设备的巡回检查，杜绝安全隐患的发生。

2.2.针对漏油问题

输油管道的设计、安装和布置应该具有层次性并且安全可靠;输油管路系统除必须拆卸的部位外，绝大部分应该采用焊接结构;系统管道、接头和阀门等附件的承压等级应该按照耐压试验压力选用性能较好的;在设计和制造过程中，设计院和制造厂应该对汽轮机的的系统布置做出定型设计;没有采用套装式输油管道结构的系统，应该采取措施防止高压油喷射到高温物体和电缆等设备上;在材料选择上，采用耐油、耐压和耐温以及较好密封性能的填料和垫片;还要保证汽轮机的各个结合面平整并且接触良好。

2.3.针对超速问题

保持汽门和调速卡门的光滑，避免卡涩，定期完善并检查、调节系统的组件，对不合格的零件，要予以更换;采用安全可靠的汽轮保护装置，在检查和修理过程中要严格按照有关规定，使用品质过关的机器;告诉的套装式油系统中不应该有杂物，为此应该安装净化装置，清理杂物，保证油封压力自动调节装置的正常使用。

2.4.针对机械损坏的问题

机组启动时必须要有轴向位移和低汽温等保护措施，还要检查大轴挠度和上下气温差，合格后才能启动;机组在启动和停止过程中，发生异常反应时应该立刻停止工作，查明原因、消除故障后才可以继续投入使用;调整好汽封的间隙，安装气封压力调节器，质量应符合运行的参数要求;润滑油压、轴瓦温度、回油温度等都应该有严密的监控装置，发现异常后立即按规定进行处理，排除隐患。

综上所述，日常生活中汽轮机的主要故障问题包括:漏水、漏汽、漏油问题，超速问题和机械损坏的问题。而对于解决这些问题的方法主要还是以预防为主，并且还要完善应急预案机制，在发生问题时可以从容的应对，最大程度上保障公司人员的生命财产安全。对汽轮机事故产生的原因进行分析并提出预防措施，是保障汽轮机正常运行的重要条件，对于保障正常的工业生产具有重要意义。

某汽轮机事故专项应急预案：汽轮机

第一节 汽轮机超速

一、超速的案例及原因

二、防止汽轮机超速应采取的主要措施

一、超速的案例及原因

汽轮机转速超过额定转速的112%，即为超速。严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机设备破坏性最大的事故。近10年来，国内曾发生过以下几次超速造成的设备严重毁坏事故:

(1)1985年某厂一台国产200mw机组运行中，发电机开关掉闸甩负荷后，转速上升，危急保安器虽然动作基本上关闭了高压自动主汽门、调节汽门，但由于右侧中压主汽门自动关闭器滑阀活塞下部压力油进口缩孔旋塞在运行中退出，支住滑阀活塞不能移动泄压，造成右侧中压主汽门延时关闭，再热器余汽的能量使机组转速继续上升，约在3800r/min时，机组剧烈振动，中、低压转子间的加长轴对轮螺栓断裂拉脱，高、中压转子继续上升到4500r/min左右，轴系断裂成5段，高中压转子、汽缸通流部分严重毁坏，轴承、油管损坏后透平油漏出起火，经奋力抢救扑灭。事故后经鉴定，汽轮机本体报废，发电机修复后继续使用，经8个多月耗资1400多万元才恢复运行。

(2)1988年某厂一台国产200mw汽轮发电机组，在进行危急保安器提升转速试验时，在用超速滑阀提升转速中调节系统失控，转速突然上升到3500r/min多，机组剧烈振动，造成轴系断裂为13段，多处是轴颈部分断裂，整个汽轮机和发电机毁坏报废，损失2500多万元。

(3)1990年某厂一台25mw中压汽轮机组，在锅炉满水后蒸汽带水进入汽轮机时打闸停机，但因自动主汽门、调节汽门卡涩未能完全关闭，机组仍带有2万多千瓦有功负荷，而汽机运行人员却按解列按钮将发电机与系统解列，造成机组严重超速，轴系断裂为11段，多处从轴颈部位扭断，汽机叶轮、大轴、汽缸断裂飞出，汽轮机和发电机毁坏报废。

(4)1990年某自备厂一台50mw供热机组，在机组停机时，负荷减到7mw再也减不下来，操作人员未看功率表，只看到调节汽门已关闭，即打闸停机并将机组解列，主汽门、调节汽门虽然关闭，但与热网连接的抽汽逆止门卡涩未能关闭，导致热网系统蒸汽返入汽轮机造成机组严重超速报废。

(5)1993年某厂一台高压25mw汽轮发电机运行中处理励磁机整流子炭刷冒火时，突然形成环火，即打闸停机，但因自动主汽门、调节汽门卡涩未能完全关闭，继续向机内进汽，导致机组严重超速毁坏。

上述超速事故案例表明，造成汽轮机超速的主要原因是:

(1)国产220mw机组调节保安系统制造设计上留有隐患，在进行提升转速危急保安器试验时，调节系统易于进入开环失控区(即调节系统不能自动控制转速，而使转速直线上升，其原因在于超速试验滑阀的进油口面积比调速滑阀的相应排油口面积大2.1倍。对此制造厂已作改进)导致机组超速。

(2)调节保安系统检修后调试项目不全，以及运行中透平油质不良导致调速部套卡涩锈蚀，致使机组甩负荷后调节系统不能维持飞升转速在危急保安器动作转速以下，以及危急保安器锈蚀、卡涩拒动，造成机组超速。

(3)自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门等由于积结盐垢、产生高温氧化皮、门杆弯曲等原因造成卡涩，在危急保安器动作后，不能迅速关闭严密，使机组继续进汽造成超速。

二、防止汽轮机超速应采取的主要措施

1985年某厂国产220mw机组严重超速事故后，原水电部以[85]水电生字85号文发了紧急通报，并以[1986]电生火字194号文发了“关于发送防止220mw机组严重超速事故的技术措施”，同时生产司、基建司先后两次发文要求新机组进行甩负荷试验。对其后的几次超速事故，能源部都发了通报并提出了防范措施。上述通报和技术措施，对防止超速事故提出了全面的、针对性的措施要求。并在1992年颁发的二十项反措中提出重点要求，应该认真学习贯彻。这里对主要防范措施再作一些强调和说明:

(1)调节系统在机组额定参数下甩掉额定电负荷后，应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下，这是防止超速的最基本措施。这就需要通过提高检修质量，做好调试工作，进行调节系统静态特性试验，确保调节系统的良好性能。

(2)提高调节保安系统和主汽门、调节汽门、抽汽逆止门检修质量，确保不发生机械卡涩及高温氧化皮卡涩缺陷。

(3)保持良好的透平油油质，保证不因油中水分引起调节保安部套锈蚀或油中杂质引起部套卡涩、拒动。

(4)坚持危急保安器的各项定期试验，防止危急保安器拒动。

(5)坚持进行定期的自动主汽门、调节汽门严密性试验，防止甩负荷后不能快速关闭严密。

(6)坚持执行运行中定期活动主汽门、调节汽门和抽汽逆止门定期试验的规定，并保持良好的蒸汽品质，防止积结盐垢等因素造成汽门卡涩。

(7)各种超速保护均应投入运行，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。

(8)除发电机甩负荷外的停机时，在打闸后应先检查有功功率表到零，电能表停转或逆转后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。

(9)鉴于国产220mw机组调节保安系统存在的隐患，制造厂已明确将危急保安器的动作转速降低为额定转速的108%~110%，后备保护的动作转速降低为额定转速的112%;并且在未能确证超速滑阀改进效果前，进行超速试验时，先使用同步器提升转速到3150r/min以上，再用超速滑阀提升转速。

第二节 汽轮机轴系断裂

汽轮机轴系断裂事故后果极为严重，甚至造成机组毁坏报废。造成轴系断裂的原因很复，国内外已发生的轴系断裂事故表明，大都发生在机组严重超速事故中，其技术原因除超速产生的离心力、剧烈振动引起的破坏外，又同轴系连接件质量不良有关。

轴系断裂事故除超速事故中列举的案例外，以下再列举几个典型案例。

(1)多台苏制和国产200mw中间再热式机组发生过高中压转子间对轮螺栓由于扭振、螺栓材质及装配工艺而疲劳断裂故障，例如有几台机组在进行多次快关试验中或试验后一段时间，发现高中压转子间对轮螺栓疲劳断裂，有的总共12条螺栓中，竟断裂9条，有的断裂5条，有的1~3条。也有在未进行快关试验的情况下发生个别螺栓断裂的情况，但断裂的条数及断口数要少的多。多条螺栓断裂中，有的螺栓除在对轮中分面和两侧端面处断裂外，还在对轮孔内不受剪切力部位发生断裂，因此，有的一条螺栓竟有5个断口，且都是疲劳断口。经分析并进行试验，认为同机组扭振有关。即汽轮发电机轴系的动力侧和负荷侧，在突然甩负荷、负荷突然大幅度变化，特别是系统发生接地短路故障、非同期并列、系统产生负序电流、发生次同步振荡等引起的交变扭曲载荷，将引起轴系产生扭振，如其频率与轴系固有扭振频率耦合，将引起轴系扭振的共振，导致连接轴系的对轮螺栓产生疲劳裂纹，螺积的结果，造成螺栓断裂。高中压转子采用三轴承机组的1号对轮最易发生螺栓断裂，而且一旦在运行中1号对轮螺栓大量断裂并导致对轮脱开，则高压转子只一侧有轴承，将对机组造成严重毁坏。

(2)国产200mw三排汽机组，在中低压转子之间接有两段空心管状加长轴，两个轴承间长约4m，之间共有3个对轮，其晃度和端面瓢偏超标，在不利条件下既是振动的激振因素，又是振动发散的重要因素，其他同型机组也多次发生加长轴引起的故障。制造厂决定降低危急保安器动作转速，主要是考虑了加长轴薄弱的因素。

(3)据不完全统计，国产200mw三油楔轴承机组，已有9台发生过发电机轴承油膜振荡。1988年发生的国产200mw机组超速事故中，油膜振荡造成发电机等大轴轴颈扭断。所谓油膜振荡，是指轴系与轴承组成的系统中，除转子绕轴心的正常转动外，在达到某一速度后，还可能与转速不同的速度涡动，即转子轴心绕轴承几何中心的涡动，大体上相当于转子转速的一半，这种涡动将引起油膜厚度的周期性变化，转子的重量和油膜的弹性力、惯性力相耦合，在涡动速度进入一阶临界转速时形成激烈的油膜振荡，其破坏力是很大的，极易造成轴系破坏。油膜失稳的规律是机组存在一失稳转速，一旦达到这一转速即发生油膜振荡，降低机组转速，就可消除振荡。额定转速略低于油膜失稳转速的机组，故障情况转速突然升高最易发生油膜振荡。

防止轴系断裂事故应采取的主要措施如下:

(1)认真落实防止超速的各项措施，切实防止发生机组超速，以免超速后由于其他技术原因引起设备扩大损坏，造成轴系裂。

(2)减少轴系不大平衡因素，采取防止油膜振荡、扭振的措施都是涉及面比较广的专业技术问题，可根据设备情况组织专业技术人员研究制订针对性措施。

(3)鉴于对轮螺栓断裂故障频繁，有关部门和制造厂提出了改进措施，即采用抗疲劳性能较好的钢种，如40crnimoa钢材，并改进螺栓设计加工工艺、装配工艺。同时还要定期对螺栓进行探伤检验，目前已有不拆卸螺栓进行损伤检验的手段，上述措施实施后，对轮螺栓断裂故障明显下降。

(4)定期对大轴、大轴内孔、发电机转子护环等部件进行探伤检查，以防止产生裂纹导致轴系严重损坏事故。

第三节 汽轮机大轴弯曲

汽轮机在不具备启动条件下启动，由于上下缸温差大、大轴存在临时弯曲、汽缸进水、进冷汽，机组强烈振动以及动静间隙小等因素，引起大轴与静止部分摩擦，将会造成大轴弯曲。一般大轴弯曲超过0.07mm以上时，就不能维持机组运行时的正常振动值，必须进行直轴处理。近年来大轴弯曲事故相当频繁，尤其是200mw及以上中间再热式机组更为突出，粗略估计在20~30多次以上。1985年水电部召开了防止200mw机组大轴弯曲座谈会，对已发生的7台次大轴弯曲事故进行了技术分析。分析表明:7台次大轴弯曲事故均发生在启动过程中，其中5台次是热态启动中发生的;7台次大轴弯曲事故中，大多数在停机或启动中发生了汽缸进水，多数在机组一阶临界转速以下振动大，领导和有关人员执行规程不严，强行升速临界，甚至强行多次启动。7台次大轴弯曲都在高压转子前汽封处。座谈会在分析7台次大轴弯曲事故技术原因的基础上，制定了《关于防止200mw机组大轴弯曲技术措施》(简称《措施》)这项措施对其他容量的机组也可参照执行。通过《措施》的贯彻落实，频繁发生大轴弯曲事故的局面得到一定程度的控制。但由于人员不断变动，新人员对《措施》的掌握程度问题、领导决策问题、设备问题等诸多因素，大轴弯曲事故仍时有发生，迄今未能得到有效控制。例如:

(1)1986年某厂一台国产200mw机组在电气系统故障中甩负荷停机后，因电动盘车投不上，手动盘车装置也失灵，被迫采用半小时盘180°。3h后才投上电动盘车，大轴晃度逐渐恢复到原始值。次日机组在热态启动中，采用除氧器汽平衡管蒸汽向轴封送汽，当时真空200mm汞柱，同时用电动主汽门旁路冲转，节流扩容后，主汽温度进一步降低。(当时内缸下缸壁温为370℃)进入轴封的低温蒸汽及进入汽缸的低温蒸汽，使缸壁温度突然下降，上下缸温差增大，引起汽缸变形拱起，轴封套收缩变形，导致轴封与大轴摩擦局部过热弯曲。解体检查大轴高压汽封处弯曲0.5mm，进行直轴处理后恢复运行。

(2)1987年某厂一台国产200mw机组，小修后启动运行不久。因发电机断水保护误动掉闸，之后经连续几次启动，都因振动大而停机。后解体检查，高压转子高压汽封处弯曲0.30mm，经检查该机高压缸向b列偏移，前侧偏移1mm多，后侧偏移0.76mm，原因是前部定位销孔错位1.5mm多，安装时就未装定位销，导致运行中不均匀受力使汽缸偏移。大修中测量两侧径向间隙时也未发现汽缸偏移。事故前不久一次停机中，转子在90r/min时突然止速，对此也未分析查明原因。以致在断水保护误动停机过程中，高压汽封与大轴在高速状态摩擦，导致大轴弯曲，后经直轴处理，并消除滑销系统缺陷后恢复运行。

(3)1994年某厂一台国产220mw机组，停机后热态启动中，由于轴封供汽门泄漏，在缸温406℃情况下将锅炉305℃蒸汽漏入汽缸，使汽缸、转子受到不均匀冷却，大轴产生临时变形。而启动时，又因晃度表传动杆磨损，一直指示在0.05mm不变，当第一次在500r/min时2号轴瓦振动超过0.10mm，最大到0.13mm才打闸停机，停机后未认真查找分析原因，误认为晃度0.05mm已达到原始值，且在盘车不足4h(仅2h12min)就二次启动，到1368r/min时3号轴瓦振动0.13mm，即打闸停机。解体检查高压转子调节级处弯曲0.39mm，经直轴处理后恢复运行。

(4)1995年6月某厂一台200mw机组冷态启动中，高压内缸缸壁温度测点失灵，当转速升到1000r/min时，机组振动突然增大，但现场运行人员跑到集控室去请示汇报，延误了及时停机。停机揭缸检查发现高压内缸疏水管断裂，高压转子大轴弯曲超标，分析认为高压缸在启动中受温差大影响而变形，导致汽封与大轴摩擦造成永久性弯曲，经直轴处理后恢复运行。

上述事故案例特别是近几年发生的大轴弯曲事故表明，防止大轴弯曲的反事故措施仍未得到认真贯彻落。发生大轴弯曲，将造成机组长时间停运，解体进行直轴，采用加压直轴，需将转子逐步加热到650℃左右才能加压，由于加热过程中易发生故障返工，往往拖长工期，给电厂工作造成被动和麻烦。因此，为防止大轴弯曲事故，应结合设备实际情况，全面认真贯彻或参照执行水电部[1985]电生火字87号和[1985]基火字69号文颁发的《关于防止200mw机组大轴弯曲的技术措施》，把各项措施要求，落实到现场运行规程和运行管理、检修管理、设备管理工作中，并强调以下几点:

(1)按照防止大轴弯曲技术措施的要求，组织主要值班人员和厂、车间有关分管运行的领导和专业人员切实掌握各机组技术资料及确切数据，如大轴晃度表测量安装位置、大轴晃度原始值、机组轴系各轴承正常运行和启动过程的原有振动值、通流部分径向、轴向间隙值等等，使指挥者和操作者都做到心中有数。

(2)根据机组设备情况，落实各项防止汽缸进水的技术措施(下面将具体叙述，这里不展开)。

(3)机组启动前必须检查:①大轴晃度不超过原始值0.02mm;②高压外缸及中压缸上下缸温差不超过50℃;③高压内缸上下缸温差不超过35℃;④主蒸汽、再热蒸汽温度至少高于汽缸金属50℃(但不应超过额定汽温)，蒸汽过热度不低于50℃(滑参数启停时还应保持较高的过热度);不符合上述条件禁止启动机组。

(4)机组冲转前应进行充分盘车(一般连续盘车2~4h，热态启动取大值)，若盘车短时间中断时，则应按中断时间的10倍再加4h进行连续盘车方可冲转。

(5)启动中在中速以前，轴承振动(特别是1号轴瓦、2号轴瓦)超过0.03mm时应打闸停机，过临界时振动超过0.10mm应打闸停机，严禁硬闯临界线速开机。停机后仍应连续盘车4h(中间停盘车时按上述要求增加盘车时间)，方可再次启动。

(6)启动前供汽封的蒸汽温度应高于汽缸金属温度，并应在送汽前充分进行疏水，防止积水带入汽封引起骤冷。

(7)启动中若轴承振动、蒸汽参数变化超过规程规定或机内有异常摩擦声、轴封处冒火花，应按规程规定立即停机。

(8)停机后应及时投入盘车，若盘车电流增大、摆动或有异常时，应分析原因并采取措施予以消除。若汽封磨擦严重时，可先手动方式定时盘车180°，待摩擦基本消除后再投入连续盘车。因故暂时停止盘车时，应监视大轴弯曲度的变化，当转子热弯曲较大时，应先手动定时盘车180°，待大轴热弯曲基本消失后再连续盘车。

(9)对上下缸温差大(有的机组正常运行中上下缸温差已超过启动条件的标准)的机组，可结合检修改进汽缸保温，采用优质的保温材料(如硅酸铝纤维毡、微孔硅酸钙等)和严格的保温工艺。实践证明效果是显著的。

大轴弯曲事故绝大多数发生在机组启动中，特别是热态启动中，因此对大中型机组的启动，领导(指负责启动的厂、车间领导)一定要持慎重态度，坚持严格按规程规定和技术措施要求启动机组。当启动不顺利时，一定要认真分析查找原因，消除异常后按规定启动，决不可为了赶工期，为了不影响安全考核等等而侥幸闯关，多次强行启动，在这一点上，决策是否再次启动的各级领导人员都应正确对待，不符合启动条件的，决不强行启动。热态启动不顺利的，可待机组温度降低，具备启动条件后再启动，切实防止因决策失误而造成大轴弯曲。

第四节 汽轮机掉叶片

汽轮机的动叶片是承受蒸汽推动力带动转子转动的部件。这不仅承受蒸汽推动力，还承受转子高速转动产生的离心力。同时叶片本身按其几何形状和安装方式而存在着固有的振动频率，在转动中受各喷嘴或静叶片汽流推动的频率如与叶片固有振动频率相同而共振，将导致叶片疲劳裂断。因此，叶片在运行中如果动应力、离心力超标或产生共振疲劳，将导致叶片裂断;如果叶片设计、制造上不能满足正常的动应力、离心力的需要以及叶片自身频率躲不开共振，在正常运行中也将造成叶片裂断。

在正常运行中，如发生叶片断裂，断落的叶片将夹在间隙很小的动静部分中造成碰磨，或断落的叶片在本级碰磨后，其残骸沿汽流进入后几级造成动静部分碰磨，造成设备严重损坏。其破坏力很大，并具有突发性。

低压转子后几级叶片，特别是末级，次末级叶片、卫带、拉筋等如断落甩出后，将打坏凝汽器上部铜管或钛管，造成凝汽器突发性泄漏，导致汽水品质急剧恶化。

多年来，掉叶片事故时有发生，不少事故造成设备严重损坏。下面列举几次比较典型的掉叶片事故案例。

(1)1982年，某厂一台国产100mw机组运行中发生低压转子次末级叶片(432)断落，打坏本级几片动叶片。由于无备用叶片，为了尽快开机，采取截断园周对侧等长度叶片维持平衡的办法，临时恢复机组运行，但由于损坏的不止一片，在损坏的每片叶片对侧截短叶片，结果导致一处相邻的3片叶片都被截断。机组恢复运行后十几个小时，又发生了次末级掉叶片，断落的叶残骸卡在末级隔板静叶中，其伸出部分将末级655叶片根部整级车了一道深槽而全部全部报废，当时机组强烈振动并引起低压转子大轴弯曲。解体检查系连续截断3片处后面的第一片叶片断裂。其断口疲劳纹十分粗糙，分析认为该叶片在其前面连续截断3片叶片后，运行工况恶化，经受的动应力严重超标，导致短期疲劳裂断。

(2)1986年某厂一台进口220mw机组运行中突然发生强烈振动，机组运行声音类似拖拉机响声，立即打闸停机。停机后制造厂家代表到现场出具书面手续，建议再启动机组试一试，电厂未采纳建议。解体后发现低压转子进汽第一级叶片(169)大量疲劳断落。经整级更换叶片并采取增加松拉筋措施降低叶片动应力后，恢复了正常运行。

(3)80年代后期到90年代初期，某厂4台进口200mw机组，相继发生低压转子倒数第3级和次末级叶片由于汽缸疏水不畅及处于过渡区、湿汽区等因素，而动应力增大，致使疲劳断落。断落后造成本级和末级叶片严重损坏，幸好4台机有一个备用低压转子，有条件逐个进行彻底修复。该厂革新了一套不拆卸叶轮进行拆装叶片、打孔穿拉筋的工具，更换了裂断的叶片，增大了拉筋直径，对末级叶片拉筋也作了改进。经逐台修复更换后，恢复了正常运行。

(4)前面提到的超速事故中，叶片承受超标离心力断落是很典型的。1985年某厂200mw机组超速事故后检查，中压转子低压段的次末级倒t型叶根，在转子超速4500r/min左右。叶根两侧肩部全部剪断，叶片飞出;低压转子超速约3800r/min，其末级叶片根部销钉受离心力拉弯约0.6mm。再加1990年某厂25mw机组超速事故后，发现所有叶片全部从叶轮上甩脱飞出，对这次事故的超速有两种分析，一种是4500r/min以上，另一种则低一些。

防止叶片裂断和扩大损坏的主要措施有以下几方面:

(1)新机组验收时应检查确定叶片经探伤、测频合格。投产后大修中应对叶片进行损伤检查，对叶片或叶片组进行测频检验，发现问题及时解决，不使叶片带缺陷、隐患、将机组投入运行。

(2)采取措施防止加热器满水，并保持疏水系统畅通(如合理布置疏水管路、开大汽缸疏水孔等)，保证汽缸不积水或从疏水系统、抽汽系统向汽缸返水。

(3)经常保持系统频率在合格范围运行，并尽可能减少机组在偏离正常频率下的运行时间(如事故情况下与系统解列后单机或部分机组偏离正常频率的运行时间)。

(4)对同型机组发生掉叶片的故障信息，可与制造厂和发生故障的电厂联系，结合实际情况采取预防措施。

(5)机组运行中振动突然增加，听到甩脱叶片的撞击声，机组内部有摩擦声以及凝汽器管子突然泄漏等情况，是掉叶片的故障象征，应按规程规定果断停运机组进行检查，切不可拖延时机，否则高速转动下将造成设备严重损坏。

(6)发生个别叶片断落故障后，除对断裂叶片采取技术措施外，还应对未断落的叶片全面进行探伤、测频检验，确无问题方可恢复机组运行。

若断裂或损坏叶片较多时，不能简单地采取对称割短叶片的措施将机组恢复运行。应由汽机专业人员，必要时请试研机构叶片专业人员、制造厂家等提出修复措施，经审查批准后，实施修复工作。

第五节 汽轮机汽缸进水

进入汽轮机的蒸汽必须保持足够的过热度，正常运行中蒸汽应保持在额定参数允许范围内。如果蒸汽带水进入汽轮机，将使推力急剧增大，将转子向后推移，导致推力瓦烧损和动静碰磨。同时汽轮机运行中汽缸、转子、阀门等都处于高温状态，低温蒸汽或水突然进入汽轮机的某一部位，将造成部件急剧收缩，除本身金属产生大的热应力影响寿命外，局部收缩变形可能导致动静碰磨、大轴弯曲、部件裂纹、接合面变形泄漏等等。近年来汽轮机进水事故时有发生，有的甚至造成设备损坏。例如:

(1)1977年某厂一台苏制100mw高压机组，用电动主汽门旁路门启动，机组达到3000r/min时，由于锅炉减温水量过大，加之电动主汽门前积水未疏净，开启电动主汽门后，蒸汽带水进入汽轮机，主汽门、调节汽门冒白汽，现场值班人员层层请示汇报延误了打闸停机，加之启动前未投轴向位移保护，致使推力瓦片磨损6mm多，动静部分严重磨损，叶轮同隔板磨擦产生的溶渣约4mm厚，虽然两个月抢修恢复了运行，但遗留隐患造成低压转子叶轮轮缘甩脱、隔板裂纹等多次事故。

(2)1988年某厂一台国产100mw高压机组停机后，除氧器满水经机组轴封溢汽管(逆止门不严)返到高压汽封处，造成高压缸前端剧冷收缩变形，接合面间隙增大漏汽，被迫转大修对按合面刷镀找平后，才恢复正常。

(3)1987年某厂一台进口200mw超高压机组，运行中低压缸疏水不畅或疏水系统向汽缸返水，使汽缸下部积水，增大了叶片动应力，造成叶片断裂事故。

(4)1993年某厂一台300mw机组运行中主汽温度降低，由于现场运行规程规定1min下降50℃才打闸停机，致使低到400℃左右才打闸停机，导致推力瓦片磨损。

(5)70年代某厂一台50mw机组，停机中进行凝汽器汽侧灌水找漏中对水位缺乏监视，以致凝汽器满水进入汽缸，直到从汽封洼窝处往外溢水才被发现。

上述事故案例表明，造成汽轮机进水的主要原因是:

1)锅炉满水或蒸汽管道积水，使蒸汽带水进入汽轮机;

2)回热设备热交换器管子爆漏或汽侧满水，若抽汽逆止门不严，水将进入汽轮机;

3)i级旁路减温水及再热器减温水门不能严密关闭，在停机后启动给水泵时给水进入汽轮机;主蒸汽系统裁门不严密，机组高温状态下锅炉打水压时，水进入汽轮机;

4)疏水管路连接不合理或疏水联箱容积小，几路同时疏水时，疏水压力升高，致疏水压力低的管路向机内返水;

5)汽封溢汽管、门杆漏汽管接入除氧器的系统，当除氧器满水，逆止门不严时，返入汽轮机;

6)凝汽器汽侧灌水找漏或停机后对凝汽器汽侧水位缺乏监视，凝汽器满水进入汽轮机。

在防止汽轮机进水方面，1985年美国颁布了《防止水对发电用汽轮机造成损坏的导则》(简称《导则》)国家标准，从设备、系统的设计、运行、检测、试验及维护等方面提出了全面的防止进水措施。部已将上述《导则》纳入设计规程，可组织专业人员对照设备系统检查落实，这里再强调一下应采取的主要措施:

(1)机组启动前必须对来汽管道充分进行疏水，启动中蒸汽必须保持较高的过热度。当启动中或运行中蒸汽温度突然直线下降50℃或10min内下降50℃应立即打闸停机，或者发现汽温突然下降，并且来汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽时，也应立即打闸停机，不需向上请示汇报。

(2)机组启动前应将轴向位移保护投入，运行中不得将轴向位移保护退出，特别是启动中，进行主汽门、调节汽门严密性试验中轴向位移保护动作后，不得以怀疑保护误动为理由，退出保护强行挂闸。在轴向位移指示达到规定值，如保护不动作时，应立即打闸停机。

(3)再热器减温水及i级旁路减温水管路阀门应可靠严密，并应有串联截止门，以保证在停机状态或启动给水泵后不致将水漏入汽缸。机组主汽门不严，锅炉热态打压时，应采取阻止水进入汽轮的措施。

(4)采取措施防止加热器满水返入汽缸。当锅炉灭火或机组跳闸时应及时切断再热器减温水。

(5)完善调节级、高压排汽、再热蒸汽进口、各抽汽口等可能有水进入汽缸处的温度测点，以便于及时监视汽缸进水或进冷汽，并坚持定期试验，确保抽汽逆止门动作可靠，严密不漏。

(6)改进疏水系统使其管道、联箱、容器的断面或容积适应疏水量的需要，并按压力合理布置进入联箱、容器的位置顺序，确保各级疏水畅通，不发生疏水压力升高返入低压缸。

(7)确保门杆漏汽管道和汽封溢汽管道上的逆止门动作可靠、截止门严密不漏，防止除氧器满水返入汽缸。同时在机组停运后，仍应监视除氧器水位和凝汽器水位，防止除氧器、凝汽器满水返入汽缸。

第六节 汽轮机振动

对转动机械来说，微小的振动是不可避免的，振动幅度不超过规定标准的属正常振动。这里所说的振动，系指机组转动中振幅比原有水平增大，特别是增大到超过允许标准的振动，也就是异常振动。任何一种异常振动都潜伏着设备损坏的危险。比如轴系质量失去平衡(掉叶片、大轴弯曲、轴系中心变化、发电机转子内冷水路局部堵塞等)、动静磨擦、膨胀受阻、轴承磨损或轴承座松动，以及电磁力不平衡等等都会表面在振动增大，甚至强烈振动。而强烈振又会导致机组其他零部件松动甚至损坏，加剧动静部分摩擦，形成恶性循环，加剧设备损坏程度。异常振动是汽轮发电机运转中缺陷，隐患的综合反映，是发生故障的信号。因此，新安装或检修后的机组，必须经过试运行，测试各轴承振动及各轴承处轴振在合格标准以下，方可将机组投入运行。振动超标的则必须查找原因，采取措施将振动降到合格范围内，才能移交生产或投入正常运行。多年来，不少机组因振动大而拖延了投产期和检修期。对生产运行来说，接收了振动符合标准的机组以后，还必须加强振动监督，对振动监测做到制度化、经常化，必须在机组振动突然增大达到规程规定值时，及时果断地将机组停运，防止扩大损坏，或对振动虽然增大，但尚未达到规程规定紧急停机数值的异常及时对比分析，查找原因，并采取措施防止设备损坏事故的发生。

多年来，由于振动监督工作薄弱，或机组振动异常达到规定停机标准而未停机，导致设备扩大损坏的事故时有发生，现列举几个典型案例:

(1)1990年某厂一台100mw双水内冷机组，在上级安监部门负责人到现场检查时，发现该机振动很大，该机没有监督振动的盘表，值班人员说这台机移交生产时振动就大。查找振动记录薄时，现场和车间都没有记录(最后找到一次前两个月的振动记录)，后用携带型振动表进行实测，发电机汽侧轴瓦振动0.22mm，励侧轴瓦振动0.25mm，当即要求该厂技术负责人停机。停机后经全面检查发现发电机水内冷转子局部水路阻塞，造成发电机转子质量不平衡引起强烈振动。据现场人员反映，前两天这台机振动就有所增大，但因振动监督薄弱，而未能发现振动严重超标。

(2)1994年某厂200mw机组大轴弯曲事故中，当启动到转速500r/min时振动增大，按防止大轴弯曲技术措施规定，转速在1300r/min以下振动超过0.03mm时，应打闸停机。而这次事故中，振动高达0.10mm，最大0.13mm，才打闸停机，导致机组大轴弯曲。

(3)1984年某厂一台苏制200mw机组在进行快关试验中，试验人员在试验间隔中检查机组情况时，发现高中压转子间对轮附近的2号轴瓦振动比原来增大0.02mm，但振幅值还在合格标准以内，对此异常情况经分析研究后决定停机检查，经检查1号对轮12条螺栓中已有8条断开，1条裂缝，该机高压转子只有一个承力轴承，依靠1号对轮连接后经2号轴瓦支承，若在带负荷情况下对轮断开，后果难以设想。由于及时监测、分析振动异常，正确对待才避免了毁机事故。

上述事故案例表明，汽轮机组的运行必须坚持进行振动监测，以便在振动突然超标时立即将机组停运，或在振动异常变化时分析原因、采取措施防止机组设备严重损坏。在振动监测方式，一般应做好以下几项工作:

(1)法规规定，转速在3000r/min的机组轴承在各种运行方式下，轴承的垂直、水平和轴向3个方向双振幅值在0.025mm以下为良好，在0.05mm及以下为合格。这就是评定、控制机组振动的标准。新安装或检修后的机组应尽可能保持较低的振动值，如超过0.05mm，即视为不合格。应查找原因，采取措施，将振动降到允许范围才能将机组投入运行。运行中的机组振动增大并超过允许值的应分析原因，采取措施将振动降到允许范围以内，若突然增加了0.05mm，则应立即将机组停运。

(2)目前200mw及以上的机组大都装设了轴系监控装置，对振动实施在线监控，给振动监测工作创造了良好的条件。其他中小型机组有的虽装有振动监测表，但准确度较差，要靠携带型振动表定期测试核对，有的机组仅靠推带振动表定期测试记录。对中小型机组的振动监测工作，一般都比较薄弱，不能坚持定期(每周、每10天等)测试或测试记录不全不完整等等，不利于有关振动规定的认真执行。因此，电厂应明确规定测试振动的周期，给汽机车间专业人员和运行现场配备较高精密度的振动表，并建立专业人员保存的和运行现场保存的振动测试登记簿，按规定周期测试并将测试结果记入登记簿。测试中发现振动比上次测试结果增大时，专业人员应及时向领导汇报，并分析振动增大原因，研究采取措施，必要时增加振动测试次数，以监测是否继续增大。运行中如发现机组振动异常时，应立即使用现场保管的振动表进行测试，如振动比上次测试结果增加了0.05mm时，应立即打闸停机。如振动增加虽未达到0.05mm，但振动异常时听到机组有响声(如掉叶片等)，或机内声音异常时，也应停机进行检查。对一般的振动增大，也应向车间汇报，以便组织分析原因，采取措施。总之，机组振动测试结果是研究分析机组运行状况的重要技术依据。一是要坚持定期测试准确，做好记录;二是据以执行紧停规定或从振动异常中查找原因，采取措施防止设备扩大损坏。

(3)机组启动中也应进行振动监测并做好记录，如振动值达到防止大轴弯曲反事故技术措施的规定时(1300r/min以下超过0.03mm，过临界时超过0.1mm)应立即打闸停机，查找原因，采取措施后方可再次启动。

(4)对国产200mw机组部分轴承振动偏大的问题，水电部以[1987]基火字104号文发出了《关于进行国产200mw机组振动普查的通知》，尚未进行普查并且振动偏大的机组，可组织进行振动普查，并与厂家联系采取改进措施。

(5)对重要的辅机也应定期进行振动监测工作。发现问题及早采取措施，防止设备扩大损坏。

第七节 汽轮机烧轴瓦

影响轴承故障的因素很多，如设计结构、安装检修工艺等等。这里主要讲轴瓦烧损事故。

多年来，轴瓦烧损事故比较频繁，主要是异常情况下，轴向位移突然超过允许值而烧损工作面或非工作面推力瓦片，和断油烧损承力轴瓦。下面列举几起典型事故案例:

(1)1997年某厂一台100mw机组，启动前未投轴向位移保护，启动中在蒸汽减温水量大，且管道积水导致蒸汽带水，汽温急剧下降，主汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽，司机跑到集控室向值长请示汇报，控制盘上轴向位移、胀差满表，值长却怀疑热工电源有问题延误停机，结果推力瓦磨损6mm多，机组严重损坏。

(2)1985年某厂一台200mw机组大修后进行主汽门、调节汽门严密性试验，由于中压自动主汽门关闭超前于高压自动主汽门，瞬间负面推力增大，轴向位移保护动作不能继续试验，后现场决策人员决定退出轴向位移保护继续试验，结果造成推力瓦非工作面最大磨损2.58mm，已磨损部分瓦胎。再如1993年某厂一台300mw机组，投产时低旁不能联动，一次锅炉事故引起停机后，高旁动作低旁未联动，中压转子推力增大，轴向位移保护动作不能挂闸，值长令热工检查轴向位移保护，热工人员将保护电源断开，失去轴向位移保护，致使推力瓦片磨损约4mm。

(3)1994年，某厂一台300mw机组设计时未考虑润滑油泵联动装置，安装中电厂提出后设计代表增加了联动装置，但二次回路设计不合理，调试中未进行实际联动试验，移交生产后也未定期进行实际联动试验，以致在故障停机时，交、直流润滑油泵均未能联动，值班人员也未监视润滑油压并手动开启润滑油泵，致使停机中断油烧瓦。

(4)1986年某厂一台200mw机组，在一次事故中因汽封漏汽量大而使主油箱积水结垢严重，主油泵排气阀被堵塞未能排出空气，致主油泵入口存有空气。停机中热工人员未办理工作票即将热工保护总电源开关断开，工作后又忘记合上，启动前运行人员未按规程规定进行低油压交、直流油泵联动试验。机组启动定速后，操作人员未与司机保持联系而并监视润滑油压，就关闭启动油泵出口门，由于主油泵入口存有空气不上油，致使断油烧瓦，汽封被磨平倒伏，部分叶片铆钉头磨损。

(5)某厂生产的300mw、125mw机组、200mw机组在用启动油泵开机定速后停启动油泵时，主油泵出口油压突然晃动甚至多次造成润滑油压突然降低、断油烧瓦，其主要原因是主油泵出口逆止门前后管道内积存空气，若积存空气不能排净，就会导致油系统工作不正常。经在逆止门上增设排气孔，并在定速后缓慢关小启动油泵出口门，使启动油泵出口油压低于主油压后再停启动油泵。使这类事故得到控制。

(6)某厂生产的200mw带有涡轮泵的组合油箱机组，主油泵与启动油泵特性不匹配，在定速后缓慢关小启动泵出口门至接近关完时，润滑油压突然下降，交、直流油泵虽相继联动起来，甚至把启动油泵再开起来，润滑油压也不能恢复，仅1988年这类机组就发生4台烧轴瓦事故。经分析主要原因有以下几点:

1)主油泵的压力和流量均比启动油泵的低，特性不匹配，当并列运行时主要是启动油泵工作，而主油泵处于半工作或不工作状态，当停用启动油泵时，造成主油泵瞬间流量增加，入口压力下降，润滑油向主油泵的补油量突增，加之溢油阀关闭不及时，造成润滑油压突降，甚至导致断油烧瓦。

2)涡轮泵出力不足，设计流量小于实际流量，且三油楔轴瓦改椭圆瓦后增大了润滑油耗油量，更加剧了这一矛盾，使油泵在变工况时容易产生气蚀而造成油压突降(矿物油在常温下所含空气6%~12%，而水仅2%，说明油泵比水灰更易产生气蚀)。且涡轮泵在流量减少时，转速将增大，进一步加剧了气蚀。

3)交、直流润滑油泵在涡轮泵已产生气蚀的情况下虽联动起来，但因也具备了气蚀条件，启动瞬间流量很大，也产生气蚀而不上油。这些泵都布置在主油箱一侧，相距很近，入口互相干扰也是不上油的因素之一。

(7)直流润滑油泵联动装置回路装有交流中间继电器，在厂用电中断情况下，直流润滑油泵不能联动，造成停机中断油烧瓦。

对于上述问题，各电厂与制造厂研究从设计上采取改进措施，同时电厂也采取一些临时措施防止这类事故的发生。

推力轴承是控制汽轮发电机轴系在允许的轴向范围内转动，一旦轴系推力突然增大，使轴系超过允许范围，若轴向位移保护未动作，则将造成推力瓦片钨金烧损，甚至铜质瓦胎磨损，而导致一系列轴向间隙变化、磨损，造成机组严重损坏。

承力轴承是承受轴系的重量在给定的中心线上转动。在轴瓦钨金和轴颈之间靠形成的油膜承受轴系的重量(推力瓦片与推力盘之间也靠油膜承受推力)，当一旦断油或缺油时，将形不成油膜，轴系重量压在轴瓦上，轴颈同钨金直接接触，就会产生高温将钨金熔化，轴颈将与瓦胎摩擦。同时机组径向间隙变小，造成径向动静部分严重摩擦，导致机组严重损坏。

因此，烧轴瓦事故(不论推力瓦或承力轴瓦)不仅是轴瓦损坏问题，而且可能导致汽轮发电机组动静部分磨损的设备损坏事故。

在防止烧轴瓦事故方面应结合设备实际情况和制造厂有关说明，继续贯彻水电部[1963]水电生字287号文版发的《关于防止汽轮机轴瓦损坏的技术措施》。这里强调以下几点:

(1)运行中轴瓦钨金温度或回油温度(含推力瓦、密封瓦)达到现场规程规定时，应按规程规定果断停机。

(2)涉及润滑油系统的切换操作如切换冷油器、过滤器以及启动定速后停用启动油泵等，均应填用操作票，在班长监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中应同司机保持密切联系，严密监视润滑油压变化，若润滑油压变化应即停止操作，查明原因后再继续操作。同时操作中必须事先对可能存有空气的设备、部件进行充分排放空气，排净后方可投入润滑油系统。

(3)机组启动前应检查试验交、直流润滑油泵工作正常，并投入低油压保护和联动。停机时应有专人监视润滑油压，必要时应手动投入润滑油泵。

(4)当发生水冲击、瞬间断油或其他可能引起轴瓦损坏的异常情况后，应查明轴瓦确未损坏以后，才能重新启动机组。

(5)直流润滑油泵、直流密封油泵的电源应可靠，其联动装置回路装有交流中间继电器的应改为直流中间继电器，其电源电缆应采取可靠防火措施或采用耐火电缆，以保证失去交流电源或电缆火灾时确保停机时对轴瓦可靠供油。

(6)润滑油系统的截门一般应平装，以防门杆断裂时断油，润滑油系统和冷油器冷却水系统的截门宜采用明杆截门(即门杆随截门开启向外伸出)，以便于一目了然地知道截门的开、关程度。

(7)对于主油泵与启动油泵特性不匹配或运行中润滑油压突变的机组，可与制造厂和同型机组电厂联系采取改进措施，防止断油烧瓦事故的发生。

(8)1982年华北局制订的防止烧轴瓦措施中规定，当轴瓦钨金温度和回油温度达到下列数值时应打闸停机:

1)任一轴承回油温度超过75℃或突然升到70℃;

2)主轴瓦钨金温度超过80℃;

3)回油温度升高，轴承内冒烟时;

4)润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值时;

5)盘式密封瓦回油温度超过80℃，或钨金温度超过95℃时。

以上措施规定可供参考。

第八节 汽轮机超温及温度变化失控

进入汽轮机的蒸汽温度超限或变化速度失控，将严重影响汽轮机的安全和寿命，具体分析如下。

(1)机组额定汽温及允许最高汽温范围是根据金属材质强度特性确定的，超出允许温度，将明显降低材料的屈服强度，在超温(高于额定温度)下长时间运行能增加发生裂纹的危险。因此，规程对超过额定温度分档次规定了允许时间，并规定达到允许最高温度时应打闸停机，以保证设备的使用寿命。同时还规定建立超温记录簿，对每次超温的最高温度和持续的时间都要记入超温记录簿，作为分析超温情况的依据，并进行必要的考核。但是，一些电厂对超温还没有引起足够的重视，例如某厂装有4台100mw高压机组，80年代初期该厂严重超温，超温记录簿上有一台机5个月内超温50多次，其中一次超温到580℃长达24h(额定汽温535℃)，经整顿后，该厂将主汽温度记录表改为圆盘式，每天一张记录纸，使用前先在表纸上划好允许汽温变化范围的上下限，运行精心调整做到温度不超限。据了解，目前有一些电厂对规程关于超温的规定还没有认真执行。

再如某厂一台100mw机组，锅炉检修中将甲、乙两侧过热器减温水控制系统按错，启动后一侧过热蒸汽超温，控制加大减温水实际上减小了减温水，另一侧控制关小，实际加大了减温水，致使一侧温度高达600℃，另一侧则降到390℃，现场决策人员认为两根来汽管进入一个自动主汽门后混合起来，可按平均温度(600℃ 390℃=495℃)对待。这种决策显然是不科学的。其后明确规定对汽温的监控以单管为准，只要其中一根管超标就要按规程规定处理。

对于低汽温已在第三节大轴弯曲，第五节汽缸进水等节中讲了，不再重复。

(2)从启动到正常运行，机组经历了从冷态或热态逐步增温到满负荷下温度的过程;从满负荷减到空负荷到停止运行，机组又经历了从满负荷下的温度逐步减低到热态或冷态温度过程;在机组正常运行中，这种增温，减温幅度不大，但在大幅度加减负荷以至甩负荷时，机组也将经历大幅度增温和减温(即冷却)的过程。

由于汽缸、阀门和大轴表面到中心孔的厚度都很大，在增温和冷却过程中，都存在由于温差引起的热应力，增温的一侧要膨胀，但受部件内部存在温差制约，不能自由膨胀而产生压应力，减温的一侧要收缩，也受温差制约不能自由收缩而产生拉伸应力，如果温度变化率过快，产生的压应力或拉应力使材料表面达到屈服点甚至超过屈服点，则将形成残余变形。随机组起停，加减负荷累积下来，就会使材质表面产生裂纹并不断发展影响机组的使用寿命。一些电厂对温度变化率过快影响机组寿命认识不足，在设备起、停、加减负荷等变工况情况下对温度变化率控制不严格，经常出现温度大幅度直线升、降、例如有的厂吹灰器不能正常投运，过热器积灰结焦影响正常运行，于是在后夜低负荷时采用突然降负荷并使过热器降温掉焦掉灰，这种措施在短时间改善锅炉运行状况也有一些效果，但在这处过程中蒸汽温度呈数十度直线升降，对机炉材质将造成热应力严重超标;再如有的电厂在没有技术措施保证正常的温度变化率的情况下，盲目缩短起停时间未搞速起停等等，这些做法在初期可能看不出影响，但经过一段时间，可能造成汽缺变形、部件裂纹、汽封严重磨损等等而发生事故并影响设备寿命。

因此，在控制机组温度变化率方面，应采取以下主要措施:

(1)根据制造说明和典型规程的规定，制订机组冷态启动、温态启动、热态启动(300mw机组运行规程规定，高压缺调节级内缺内壁200℃以下为冷态，200~370℃为温态，370℃以上为热态，美国通用公司对冷态规定为150℃以下，温态为150~375℃，热态相同)、滑参数启动、带负荷、停机的依据，严格按曲线规定控制温度变化率。

(2)热态启动时，严防低于机组金属湿度的蒸汽进入机内或送入封，并落实各项防止汽缺进水的措施。金属表面聚冷比聚热对寿命的影响更大。

(3)在运行中或故障情况下，要尽量避免汽温大幅度变化。

(4)快速启、停应有技术措施，并经试验确保温度变化在正常允范围内方可实施。

第九节 汽轮机承压部件、压力容器爆破

汽轮机管道系统承压部件和压力容器爆破也将造成严重后果，如主蒸汽管道，给水管道、高加疏水管道、除氧器等发生爆破，不仅造成设备损坏，而且会造成人身伤害，现将比较典型的事故案例列举如下:

(1)90年代初期某厂一台苏制100mw机组运行中发现电动主汽门前主蒸汽管焊口附近漏汽，随即将机组停运后进行检查，发现ф273mm主蒸汽管道与电动主汽门的焊缝已有1/4圆周裂透。割管检查发现主蒸管道使用是ф273mm×30mm的厚壁管，而电动主汽门接口处壁厚仅20mm，且外径略大于273mm，施工安装时将主蒸汽管内壁作了斜坡扩孔，对接处壁厚约18mm。投产后也未检查过该焊缝的情况，致长期运行中受管道力矩和热应力等影响产生裂纹。另一根主蒸汽管也已产生裂纹。由于发现后及时停机检查，才未酿成毁灭性灾害。

(2)1987年某厂300mw机组中甲侧主汽管上的大旁路铸钢三通与管道焊口运行中突然断开，最大水平位位移1.2m，并引起另一ф33mm×16mm管道折断，汽水灰尘进入发电机小间造成发电机出口短路，厂房也局部损坏，造成这次事故的主要原因是三通外径380mm，管口外径353mm，对接焊口时三通管外壁未削坡(15℃)，有陡的台阶，断口尚铸钢侧熔合线断开，熔合金属均在管道一侧。事故前累计运行7.26万h，事故后检查其他机组，也有类似裂纹缺陷。

(3)*时期某厂搞“改革”，养活了高加法兰螺栓条数，并将法兰接合面外侧焊在一起，投运后从法兰处爆开，汽水喷出造成附近一值班人员死亡。此外，高加疏水管弯头冲刷减薄爆破造成人员伤亡事故曾多次发生。

(4)1981年某厂苏制200mw机组除氧器运行中，由于机组早已满负荷运行，但未按规程规定在带负荷150mw以上将除氧器汽源由ⅱ段抽汽改为ⅲ段抽汽供气，加之，除氧器压力高速门不起作用，安全门排放量不足且性能不良，保护装置不完善，致使除氧器严重超压爆破，爆破产生的巨大冲击力将其下部各层的预制板包括集控室上下的预制板全部压到下部电缆夹层，造成值班人员9人死亡1人重伤;其横向冲击力还造成除氧间、厂房a列部分土建结构严重损坏，同时汽轮机、发电机、主变压器也遭到不同程度的损坏，教训极为沉痛。

(5)上述除氧器爆破后不久，某厂进行除氧器焊缝检查时，事无未制订安全技术措施，未经有关领导批准，即在水箱筒壁上割开一个方孔，作为作业人员进出的通道。工作结束后，对后开方孔既未开坡口，也未双面施焊，只从外面进行了焊接。以致运行中所开方孔焊缝爆开，造成2人死亡。

承压部件、压力容器爆破，不仅造成设备严重损坏，而且将伴随造成人身伤害，有的甚至会造成毁灭性灾害。上面提到的除器超压爆破事故就十分严惩，若主蒸管道焊口在运行中断裂，其后果将不堪设想。因此，应高度重视防止承压部件、压力容器爆破事故技术措施的落实，切实防止这类事故的发生。

在防止承压部件、压力容器爆破事故方面，要组织专业技术人员、压力容器监察人员和金属监督人员认真贯彻有关规程规定和反事故技术措施的要求，对承压部件、压力容器的结构、材质、焊口、汽源压力控制、安全门排放能力以及管道、容器腐蚀、冲刷减薄情况和支吊架等等都要做到心中有数，有据可查。并应做好以下几方面的工作:

(1)新机组验收时，应组织掌握主蒸汽、再热蒸汽和给水管道焊口焊接质量情况，要从施工焊口质量的技术检验资料中掌握是否有不合格或有超标缺陷的焊口。对不合格的的必须坚持返工，若个别轻度超标不能在移交前返工处理的，投产后要监督运行并创造条件尽快处理。

(2)对检修中施焊的焊口，必须经技术检验合格方可投入运行。同时应按金属监督有关规定，定期对承压部件、压力容器进行损伤、蠕变、测厚等检验工作，发现问题要认真研究采取有效措施。

(3)对压力容器要按能源部规定进行检验办理登记手续，并坚持定期检验。

(4)对除氧器要贯彻电力部[1981]电办字11号文颁发的《关于防止高压除氧器爆破事故的若干规定》。除保持除氧器设备符合要求外，还要采取控制进除氧器汽源不超压的可靠措施(如采用二段抽汽作低负荷时除氧器汽源的应有减压措施)和确保安全门排放量符合规定，并保证动作可靠。此外，若确需在除氧器或水箱上开孔时，应由专业人员制订技术措施，经有关人员审查，并经主管生产的领导批准后方可开孔。工作结束恢复时，必须保证焊接质量。严禁随意在压力容器、承压部件上开孔。

(5)对高加疏水管和弯头要定期进行测厚，发现冲刷减薄的，要及早更换。

(6)在主蒸汽、再热蒸汽、给水等管道、阀门发生泄漏时，若不能确证排除裂纹缺陷时，应安排停用设备进行检查处理，以免发展酿成爆破事故。

第十节 汽轮机油系统火灾

汽轮机润滑油系统漏油，特别是调节系统高压油系统漏油遇到高温热体(处于高温状态的管道、阀门、汽缸等)就会起火燃烧，如漏油得不到有效控制，甚至漏油量突然增加，则火势将迅速发展，造成极其严重的后果。70年代国内曾多次发生严重的汽轮机油系统火灾事故，后经贯彻原水电部署制订的《汽轮机油系统防火技术措施》，这类事故基本上得到控制，但近年来由于人员不断更新，在这类事故防范措施的认识上有所淡化，以致汽轮机油系统火灾事故又有所抬头，需要引起重视，现将70年代和近期比较典型的汽轮机油系统火灾事故案例列举如下:

(1)1974年某厂一台125mw汽轮发电机运行中，油系统漏油起火后，火焰将高压油管道法兰使用的塑料垫、胶皮垫迅速烧毁，大量高压油从法兰缝隙中喷出，使火势迅猛发展成大火，火焰将汽机房部分屋顶钢架烧弯坍塌。大火不仅烧坏了发电机，并顺电缆延烧到控制室，将控制盘表全部烧坏，火灾中还造成一人窒息死亡。该机经一年多才修复。

(2)1995年某厂一台国产200mw机组运行中，高压油动机活塞上压力表管漏油，检修人员用胶皮包住漏点并用铁丝缠紧，交待运行人员10min检查一次。后在检查间隔中突然断开，司机跑到漏油点脱下工作服堵漏，油管断开约4min后，值长下令值机，随即油动机下部着火并发展到机头附近地面的油气爆燃，形成火线，将一人封在火区内，撤出时从10m平台掉落到0m造成死亡，另一人被烧伤。

油系统火灾事故案例表明，透平油系统漏油，特别是高压油系统漏油遇到高温热体时就会立即起火燃烧，并迅速形成大火，大火又烧坏油系统设施(如法兰塑料垫、胶皮垫等)，增加新的漏油点形成恶性循环，越烧越大。因此，对汽轮机油系统防火工作决不能有所松懈。

在防止汽轮机油系统火灾事故方面，应继续认真贯彻水电部[1974]水电生字50号文颁发的《关于汽轮机油系统防火技术措施》，并再强调以下几点:

(1)油系统的阀门、管道的法兰、接头的接合面必须修刮良好，保证平正，不别劲，法兰接合面应使用隔电低、青壳低或厚度不大于1.5mm的耐油石棉板。禁止使用塑料垫或胶皮垫(含耐油胶皮垫)。锁母接头应采用软金属垫圈。

(2)油系统管道、截门、接头、法兰等部件一般应按工作压力的两倍未选用，油系统管子厚度最薄不得小于1.5mm，油系统不要采用铸铁或铸铜的阀门、考克。

(3)油管路附近的热管道或热体必须保温完好，并外包铁皮。

(4)对油管路(特别是小直径管路)应采取防止长期振动磨损减薄的措施，以防止减薄爆破后引起火灾。

(5)汽轮机运行中发生油系统法兰接合面喷油，高压油管(含压力表管)破裂等喷油时，应将机组停用，消除漏油缺陷，若喷出的油起火时，应立即破坏真空停机，同时进行灭火。

(6)汽轮机的事故排油系统应可靠并畅通，事故蓄油坑应经常保持完好，并无积水和杂物。当汽轮机系统火势无法控制或危及油箱时，应立即打开事故排油门将油排入事故蓄油坑。

第十一节 汽轮机凝汽器泄漏

凝汽器泄漏，冷却水将漏入凝结水进入锅炉。给水质量劣化导致汽水品质超标，给水长时间超标或大量冷却水进入系统，将导致锅炉水冷壁严重结垢，产生垢下腐蚀，水冷壁管鼓包、爆破，并且使蒸汽品质不良，大量带盐，使汽轮机阀门、通流部分严重积结盐垢和蒸汽携带物，不仅通流面积减小影响机组降低出力，而且自动主汽门、调节汽门严重积垢，在甩负荷后极易卡涩造成机组超速。多年来，凝汽器泄漏造成严重后果的事故时有发生，下面列举几次典型的事故案例:

(1)70年代某电厂两台100mw机组循环水采用地下水加河面水开式冷却。由于平时河面水很水，且上游造纸厂废水排入河道，导致凝汽器铜管内壁附着粘状物影响真空下降，为提高真空，电厂曾多次在循环水泵入口加砂子冲刷粘状物，加砂冲刷后真空有所提高，但不能维持。多次加砂以及洪水期间泥沙的磨损、河面水的腐蚀，使凝汽器铜管减薄而频繁小量泄漏，对此堵不胜堵，累加起来，长时间小量泄漏造成锅炉水冷壁管结垢厚达数毫米，产生垢下腐蚀、鼓包频繁爆管;汽轮机大修解体后，叶轮、隔板表面积有大量盐垢和携带物，呈土黄色，叶片、导叶通流部分积结的更多。该厂全部更换了凝汽器铜管，全部改用地下水供循环水并对锅炉水冷壁进行了酸洗换管，才得到根治。

(2)1994年某厂300mw机组采用海水作循环冷却水，运行中凝汽器钛管断裂，大量海水漏入系统，由于监测手段不完善，停机处理不及时，使汽水品质严重恶化，后停机解体检查，汽轮机通流部分严重积结盐垢，喷嘴及速度级叶片的积盐，几乎堵满了通流断面。

(3)1995年某厂300mw机组采用海水作循环冷却水，运行中由于机组末级叶片拱型卫带断裂甩脱后打坏了几根钛管，大量海水漏入系统，凝结水在线钠离子表指示严重超标，该厂申请调度停半边凝汽器找漏、堵漏，联系和操作期间海水继续进入系统，后虽堵住了断裂泄漏的钛管，但运行几天以后，汽水品质仍大幅度超标。

(4)因凝汽器铜管管材质量不良，安装工艺不当以及运行管理不善引起的凝汽器频繁泄漏的事例在许多电厂都发生过，造成了不同程度的影响，这里就不一一列举了。

(5)1995年，某厂发生凝汽器频繁泄漏，未及时果断处理，导致锅炉水冷壁严重结垢，频繁发生爆管事故。

以上事故案例表明，造成凝汽器泄漏的因素很多，设备本身可能发生泄漏的漏点也很多。因此，凝汽器泄漏是汽轮机运行中常发性缺陷。短时间的轻微、小量泄漏对汽水系统的影响不明显，即使较大的、将对汽水系统造成严重影响的泄漏，对当时汽轮机的运行也没有直接的明显影响。这就容易促使现场人员出于争取多发电，减少事故，临检考核等因素，追求眼前利益，不顾长远严重危害而不及时、果断地处理，慢性的长期积累，必将被迫对设备进行大手术，大拆大换，造成大量的经济损失和电量损失。

防止凝汽器泄漏导致机炉设备严重结垢应采取的主要措施如下:

(1)把好凝汽器管材的选材、安装质量关，并加强检修管理，运行管理，确保凝汽器不发生频繁泄漏。

(2)领导要全力重视支持化学监督工作，根据设备情况制订出凝结水正常的硬度、钠离子等控制指标，严格控制在指标以下运行，同时还应制订超标后在某一数值以下，最多可以继续运行的时间以及严重超标达到某一数值时，必须立即停机处理的规定。

(3)凝汽器发生泄漏缺陷后，应根据化学监测的结果，按化学监督规定指标，及时进行找漏、堵漏或立即停运机组。防止冷却水小量累加或大量进入汽水系统。

(4)使用海水冷却的机组或其他有条件的机组，应装设凝结水钠离子或硬度在线监测仪表、以便及时凝汽器泄漏情况。未装在线监测仪表的机组，对凝结水化验周期应作合理的规定，发现凝汽器泄漏时，应增加化验次数，以便根据超标情况及时果断处理。

第十二节 生产领导人员在防止

汽轮机重大事故方面需正确对待的几个问题

(1)按规程规定把紧急情况下的停机权切实交给现场值班人员。汽轮机本体、承压部件和压力容器、油系统发生事故具有突发性和迅速扩大的特点，如不及时果断处理将造成设备事故扩大严重损坏，因此规程规定立即停机。在执行上只能靠司机、班长正确判断、果断处理。而不能层层请示汇报，延误时机。有的电厂把停机权交给值长，甚至掌握在总工、厂长手里，很不利于保护设备。

(2)领导要带头执行规程，现场运行规程是机组运行工作的准绳，各级人员都要严格执行。需要强调的是领导要带头执行规程，为各级人员做出表率。总工程师有权批准现场规程，但无权任意修改规程规定，如上下缸温差、大轴晃度超标，启动中振动超标等不具备启动条件，就任意修改规定强行启动机组。许多事故往往都是领导决策失误造成扩大的。

(3)处理好保安全记录、保企业经济效益同保设备的关系。保持完好的设备是实现企业安全生产、经济效益和保证电网出力的基础。当设备发生异常时，必须在确保设备不再扩大损坏的前提下抓紧处理，恢复正常运行。切不可不顾异常情况的危害性，只考虑工期、电量、安全记录等等而侥幸闯关，强行启动或拖延停机而导致设备扩大损坏。若扩大造成设备严重损坏的重大事故，则安全记录，企业经济效益就无从谈起。

(4)不具备启动条件不要强行启动机组。对影响机组启动条件的问题，要组织查明原因，消除异常情况，使之具备条件后再启动机组。启动中或运行中保护动作后，要组织查明原因，不能无根据地怀疑保护误动而退出保护继续启动，这方面的事故教训很多，而且都属于领导决策的范畴，因此各级生产领导应有明确的认识。

(5)领导应经常督促检查防止各项汽轮机设备重大事故技术措施的贯彻落实。尤其是对止超速、轴系断裂、大轴弯曲、汽缸进水、掉叶片、承压部件和压力容器爆破、油系统着火、烧轴瓦等类事故技术措施的落实情况，要重点督促检查。发现危及设备安全的缺陷、隐患要抓紧处理，对可能导致设备严重损坏的缺陷、隐患必须彻底消除或采取有效的监督措施和安全措施，不能使设备带缺陷隐患或无可靠安全措施投入运行或继续运行。

(6)重视金属监督、化学监督和振动工作。领导要支持上述监督专业人员的工作，并配备必要的监测手段。对监督意见、措施实施中遇到困难和阻力时，领导要坚定地站在监督一方说明生产人员支持监督措施的实施。

(7)重视人员培训工作。领导要组织有关人员经常对汽轮机运行，检修人员进行保证汽轮机安全运行的理论培训和事故培训的安全教育。加深对现场规程的理解，使之了解不按规程规定办事的危害性，从而自觉地严格执行规程规定，从根本上防止设备严重损坏事故的发生。

某汽轮机事故专项应急预案：汽轮机损坏事故专项

1事故类型和危害程度分析

**热电厂有4台热电联产发电机组，其中#1、#2为哈汽生产的双抽凝汽器汽轮机，#3为北重生产的单抽凝汽器汽轮机，#4为北重生产的背压汽轮机。当汽轮机发生事故损坏后，不仅会发生厂用电中断事故，并且处理不当可导致事故扩大，甚至导致人身伤亡事故的发生。

表12—1#1、#2汽轮机本体技术规范

项目

单位

规范

型号

cc-8.8.3/1.25/0.118

主蒸汽压力

mpa

8.83

型式

高压、单缸、双抽、凝汽式

主蒸汽温度

℃

535

调节方式

喷嘴调节

工业抽汽压力

1.28

额定功率

mw

25

供暖抽汽压力

0.118

最大功率

30

排汽室压力

mpa(a)

0.0047

转速

r/min

3000

冷却水温

20

临界转速

1778

冷却水量

t/h

5400

频率

hz

50

给水温度

217

油箱容积

m3

11

额定工况蒸汽流量

156

主油泵出力

l/min

2800

额定工况工业抽汽量

60

主油泵出口压力

1.96

额定工况供暖抽汽量

40

主油泵进口压力

0.098

最大工业抽汽量

100

转向

从机头看顺时针旋转

最大供暖抽汽量

90

表12—2#3汽轮机本体技术规范

c25-8.83/1.275

额定进汽量

152

高压、单缸、单抽汽、单抽器、冲动式供热汽轮机

额定调整抽汽压力

1.275±0.294

(0.981-1.57)

额定调整抽汽温度

303.8

进汽温度

535 5-10

额定转速

额定抽汽量

转子旋转方向

最大抽汽量

130

转子一阶临界转速

1899

排汽压力

0.0035

转子二阶临界转速

4375

额定排汽量

35.32

汽轮机级数

级

19

回热抽汽级数

2gj 1cy 2dj

进汽压力

222.3

表12—3#4汽轮机本体技术规范

项目

单位

规范

项目

单位

规范

型号

b25-8.83/1.275

额定进汽量

t/h

230

型式

单缸冲动式供热汽轮机

进汽温度

℃

535 5-10

额定功率

mw

25

最大进汽量

t/h

280

最大功率

mw

30

额定排汽压力

mpa

1.275

高加停用工况

mw

25

额定排汽量

t/h

186.03

额定转速

r/min

3000

额定排汽温度

℃

289.57

转子旋转方向

从机头看顺时针旋转

配汽方式

喷嘴调节

转子一阶临界转速

r/min

5000

主油泵出口压力

mpa

1.96

转子级数

级

9

主油箱容量

m3

11

进汽压力

mpa

8.83

额定给水温度

℃

220.6

2应急处置基本原则

按照“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，坚持防御与救援相结合的原则，以事故的预测、预防为基础，以对事故过程处理的快捷、准确为核心，以全力保证人身、供热、电网和设备安全为目标，以建立事故的长效管埋和应急处理机制为根本，以提高快速反应和应急处理能力，将事故造成的损失和影响降低到最低程度为基本原则。

3组织机构及职责

3.1应急组织体系

应急组织体系见图12—1。

图12—1汽轮机损坏事故应急组织体系图

3.2指挥机构及职责

3.2.1现场应急指挥部

组长:厂长

副组长:副厂长、副书记

职责:发生汽轮机损坏事故后，现场应急指挥部全面组织开展事故应急工作。

现场应急指挥部下设办公室:

主任:副厂长

成员:各处室领导

职责:负责沟通情况和汇总信息，并及时向电厂应急指挥部或电厂领导汇报。

3.2.2现场设备隔离组

组长:运行分场副主任

成员:当班运行值长、各专业班组长(单元长)

职责:熟悉汽轮机损坏应急预案的内容以及所对应的相关设备、系统;应急预案启动时迅速、准确隔离汽轮机损坏事故所涉设备、系统和其动力源。

3.2.3引导疏散组

组长:生产设备处处长

成员:生产设备处各专业工程师

职责:熟悉汽轮机损坏应急预案的内容以及所涉位置相关道路和周边环境情况;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，接受指令;根据事故现场人员分布情况，开辟安全疏散通道，组织疏散人员至安全地点。

3.2.4安全保卫警戒组

组长:生产设备处负责安全管理的处长

成员:电厂安全监察、消防专干、运行分场安全员

职责:熟悉汽轮机损坏应急预案的内容以及所涉位置相关道路和周边环境情况;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，接受指令，疏通事故现场通道，设立警戒区域，禁止无关人员进入事故现场;统计进入事故现场施救人员人数，采集事故现场信息、辨识事故现场可能出现的次生事故源，及时向事故应急现场指挥部报告。

3.2.5现场施救组

组长:运行分场主任

成员:值长、专工、义务消防队员等

职责:熟悉汽轮机损坏应急预案的内容以及各类设备故障的施救方法、所涉位置水源、消防器材、通道等情况;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，听从指挥，不盲目行动，有序展开施救行动。

3.2.6救护后勤保障组

组长:综合办公室主任

成员:总务员、保洁班班长、工资员、打字员等

职责:熟悉汽轮机损坏应急预案的内容以及应急后备物资的存放地点;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，设立现场临时救护站，置备应急车辆，联络专业救治资源，开辟人员救治绿色通道;记录事故应急现场指挥部下达的指令和过程。

3.2.7应急值班室

电厂设立汽轮机损坏事故应急值班室，值班地点为主控室，值班人员为值长，实行24小时不间断值班。

4预防与预警

4.1危险源监控

严格执行《中华人民共和国安全生产法》、《辽宁省安全生产条例》、《二十五项反事故措施》、《电力安全工作规程(热力机械部分)》、《**热电厂汽轮机运行操作规程》等规定，并按照要求检查、整改，不断完善电厂管理制度。

4.1.1汽轮机的运行管理

(1)按照汽轮机正常运行时的最高允许负荷，严禁超负荷运行。

(2)建立健全汽轮机维护、检查制度。

(3)汽轮机的保护装置投入率100%。

4.1.2严格落实巡回检查制度

热机运行人员认真落实电厂《巡回检查管理制度》，要认真细致检查汽轮机的运行情况，如各瓦振动等，发现任何隐患要立即上报，有关处室要立即处理，对不能及时处理的，要采取有效的安全防护措施。

4.1.3落实各项试验

汽轮机的试验项目和周期按《预防性试验规程》所规定项目和周期进行，当发现问题及时处理。

4.2预警行动

4.2.1预警

汽轮机发生任何损坏事故均作为本预案的预警条件，发观人应及时打闸停机，并向运行当班单元长及值长报告。

事故报警要点:事故地点、事故情况、事故现场有无人员受伤情况、报警人姓名及电话号码。

4.2.2接警

运行当班值长在接到事故报警后，应立即启动事故预案，并向运行分场主任报告。

倘若事故发生在夜间或休息日，运行当班值长还应立即向厂部领导报告。

接警的事故现场应急指挥部成员应赶赴事故现场，辨析事故情况决定启动何级应急预案，并通知召集各应急小组进行应急准备。

接警的夜间或休息日厂部值班人员应立即召集厂内其他值班人员，赶赴事故现场，协同运行当班值长进行应急处置。

5信息报告程序

电厂发生汽轮机损坏事故时，根据国家有关法律法规规定必须向**市安全生产监督管理局、**市供电局或**市调度中心报告的，电厂应当及时向上述部门报告。

应急值班室值班人员接到汽轮机损坏事故报告后，应当立即向应急指挥部或应急办公室人员报告，并做好记录。

接到发生汽轮机损坏事故的报告后，根据应急指挥部指示，各处室应当立即组织有关人员对报告事项调查核实、确证，并及时向应急指挥部报告情况。

一旦出现事故报告且经查实，要立即上报集团公司，且对事故可能涉及的生产区域以及周边的人员进行紧急通报，说明事故性质、采取的防护措施以及疏散撤离方案。

6应急处置

6.1响应分级

按照汽轮机损坏事故的可控性、严重程度和影响范围，应急响应级别原则上分为ⅰ、ⅱ、ⅲ、ⅳ级响应。

(1)出现下列情况之一启动ⅰ级响应

造成30人以上死亡(含失踪)，或危及30人以上生命安全，或者100人以上中毒(重伤)，或者直接经济损失1亿元以上，造成电厂发电、供热系统完全瘫痪，且超出企业自身应急处置能力的汽轮机损坏事故。

(2)出现下列情况之一启动ⅱ级响应

造成10人以上、30人以下死亡(含失踪)，或危及10人以上、30人以下生命安全，或者50人以上、100人以下中毒(重伤)，或者造成电厂全停，直接经济损失5000万元以上、1亿元以下，且超出企业自身应急处置能力的汽轮机损坏事故。

(3)出现下列情况之一启动ⅲ级响应

造成3人以上、10人以下死亡(含失踪)，或危及10人以上、30人以下生命安全，或者30人以上、50人以下中毒(重伤)，或者直接经济损失较大的且超出企业自身应急处置能力的汽轮机损坏事故。

(4)发生或者可能发生一般汽轮机损坏事故时启动ⅳ级响应。

6.2响应程序

电厂发生汽轮机损坏事故由现场指挥部指挥救援，并通过固定电话、移动电话、传真等上报集团公司应急指挥部。根据事故的严重程度，决定启动相应级的响应。制定施救方案，并安排、联系相关施救人员配备安全防护用品(防尘、防毒面具;正压式空气呼吸器;防护服等)进行救援。

应急管理机构必须备有电厂各专业设备系统图和汽轮机损坏应急处理流程图。

根据现场位置和情况，以保人身、保供热、保电网、保设备为原则，决定停电、停汽的范围，采取措施切断汽轮机损坏爆发事故部位设备的电源。在切断电源时，因小部位的电源可能未切除，施救人员在进入爆发部位区域时应与电气设备保持一定距离，预防触电。

6.3处置措施

6.3.1事故报警和初期处置

汽轮机发生事故时保护应动作跳闸，运行人员应复归警报把手，查看保护;检查厂用电联动情况是否良好;赴现场检查故障点，断开故障机组各部回路;汇报领导，联系检修;若保护未动作，应立即手切开关将故障机组与系统解列。

发生汽轮机损坏事故时，发现人员应迅速将事故信息向值长汇报，值长是救援现场的指挥员，到达现场后要迅速掌握造成事故的情况，根据电厂的设备运行工况，果断指挥应急救援人员，采取有效措施控制事故扩大，确保人员、设备安全。值长负责联系电厂人员和相关单位人员迅速赶赴生产现场，组织救灾工作。

如汽轮机损坏事故不能控制，在电厂应急指挥部的统一指挥下，立即汇报集团公司相关部门和人员，汇报时讲明事故发生地点、情况、人员安全、设备损坏等详细情况，听从集团公司的统一指挥和调度。必要时指挥部要对受到威胁的工作人员进行疏散，疏散的通道以厂内的消防通道为主。

6.3.2汽轮机损坏事故的应急展开

事故现场应急指挥部在接到报警后，应立即赶赴事故现场;临近设立指挥场所，设立明显标志，宣布启动汽轮机损坏事故专项应急预案，组织、指挥、协调各应急小组的应急行动。

各应急小组接到启动应急预案命令后，应立即向事故现场应急指挥部集结、报到，并统计人数;有条件的应让人员佩戴明显的识别标志。

事故应急现场指挥部到达事故现场后，应根据损坏设备、人员受困、设备、物资情况，下达疏散人员、施救、转移物资等指令，有组织地指挥各应急小组展开行动。

事故中如伴有或次生人身伤亡、厂用电中断等事故，事故应急现场指挥部应及时启动相应的专项应急预案。

事故应急中，根据事故程度、人身伤亡等情况及时请求就近警察或武警人员增援，为帮助实施警戒、疏散、解救受困人员等提供人力资源。

事故应急中，根据事故程度、人身伤亡等情况及时请求消防、医疗等专业机构增援，为帮助实施行动提供专业支持。

事故消除后，应立即组织进行事故现场的隔离和保护并采取相应的安全措施，确保人员恢复生产中的安全。

制定恢复生产方案，先逐步恢复未受损坏的部分设备，尽快恢复生产。

以全部主设备恢复正常运行为结束点，汽轮机损坏应急工作任务完成后，由应急指挥部下达解除应急状态的命令。

7应急保障

根据集团公司物资管理规定，可以采取物资联储等方式对事故备件进行储备，保证在事故情况下能够在最短时间内提供事故备件。

7.1通信与信息保障

应急中使用的对讲机频道、有关人员的电话号码见附录a。

7.2应急队伍及装备保障

应急队伍包括专业技术人员、值班人员、义务消防队员及外部救援部门人员。应急装备包括正压式空气呼吸器、防毒面具、防尘面具、对讲机、水带、防噪耳罩等。

某汽轮机事故专项应急预案：汽轮机防止重大恶性

一、编制目的

为确保新机试运工作安全、顺利地进行，避免设备损坏事故或减轻设备损坏程度，特编制本措施。

二、编制依据

2.1《汽轮机组运行规程》 (62)水电技宇字第31号，第四章--事故预防和处理

2.2《汽轮机调节控制系统试验导则》 dl/t711-1999

2.3《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》 dl/t834-____

2.4《热工技术手册》第六章第三节--几种典型事故及其预防

汽轮机组篇 水利电力出版社 1991.8

2.5《电力建设安全工作规定》第一部分:火力发电厂

2.6《汽轮机运行说明书》

三、调试质量目标

在机组的整个试运过程中不发生任何一起恶性事故。

四、调试对象及简要特性介绍

4.1本措施主要针对汽轮机，对发电机组的事故预防也有简单阐述。

4.2该汽轮机组在设计上采取了多项保证机组安全运行的措施，主要有:

4.2.1汽轮机组采用deh调节系统，并配有tsi监视系统及ets事故跳闸系统，一旦监测参数之一达到跳闸条件，ets即指挥继电器动作实现汽轮机跳闸。该系统有多种管理功能，可实现协调控制，有很强的逻辑判断功能，而且有多种联锁保护功能。

4.2.2控制系统采用不锈钢，但如果泄漏至高温部件，也有失火的危险。

4.2.3该机所有进汽阀油动机均为单侧进油，开启时以控制油为动力，关闭时靠弹簧力，阀门关闭迅速可靠。

4.3尽管汽轮发电机组在设计制造中采取了多种保证安全运行的措施，但运行人员仍然要有高度责任心，把安全放在首位.在试运行阶段要以防止轴系失稳、大轴弯曲、断油烧瓦及非正常超速为重点，同时要防止火灾、防止设备及容器超压，防止误操作等事故的发生。

五、防重大事故工作的组织与分工

防重大事故工作应在试运指挥部及整套试运组的领导下开展。

5.1安装单位

在机组安装过程中应按照有关标准认真检查、细心安装，把错误消除在单体试运之前。在机组试运过程中，应经常巡回检查，发现缺陷及时消除。

5.2生产单位

试运行人员一定要把安全放在首位，要有高度的责任心，应按规定时间和项目进行认真巡回检查，以便及早发现问题。发现异常情况应立即向试运指挥及调试人员汇报，以便及时分析原因，采取有效措施。一般事故在发生前有明显的事故预兆和象征，如能及时发现和处理，可以避免或减少损失。

5.3调试单位

在调试整个过程中:应精心调试，对出现的每一个问题都要认真分析其产生的原因并给出相应的处理办法。对于疑难问题会同制造厂、安装、生产等单位共同解决。

调试人员在进行有关试验时，应有可靠的保证设备与人身安全的措施，并严格按措施或运行规程规定的试验步骤进行试验。在机组运行期间，值班人员应认真监视crt画面，对运行人员或安装公司值班人员反映的异常情况，应能做出迅速准确地判断，并采取正确、有效的措施，尽可能避免事故发生或减轻事故程度。

六、防止重大恶性事故措施

6.1防止火灾

6.1.1试运现场应备有足够数量的灭火器材，消防设备处于随时可用状态;

6.1.2试运前进行防火安全检查，组织参加试运人员熟悉各种消防器具的使用方法及一般消防常识;

6.1.3清除现场的易燃物，特别是高温管道及油系统附近;

6.1.4润滑油系统严禁漏油，如遇漏油应该尽快设法消除;

6.1.5润滑油管路下部及附近的热力管道(包括疏水系统)保温应完整;

6.1.6事故放油门一定要接在远离油箱的地方，并保证管路、道路畅通;事故放油一次门应保持全开状态;

6.1.7由汽机间通向集控室的电缆通道应有妥善的防火隔离设备;

6.1.8现场应有专职消防人员值班，加强巡回检查，消除隐患;

6.1.9当发生火灾后，无论什么原因引起，危及人身和设备安全而又无法扑灭时必须立即停机。

6.2防止大轴弯曲与汽缸进水

6.2.1汽机冲转前盘车必须连续运行至少12h，应保证转子偏心度<30m;

6.2.2主蒸汽过热度应>;;50℃。第一级蒸汽温度与转子金属温度差在±50℃以内。热态启动时，蒸汽节流后压力对应的饱和温度应≥蒸汽柜内壁金属温度;

6.2.3冲转前，转子应进行连续盘车，热态启动应保证连续盘车两小时以上;

6.2.4热态启动时必须先投轴封，后抽真空。任何情况下，不得在转子静止状态下送轴封;

6.2.5合理选择开机方式和冲转参数;

6.2.6在启动过程中，应严格检查各疏水畅通，防止管道积水;

6.2.7避免蒸汽参数的大幅度变化。在启动、变负荷和停机时，在连续15分钟内主蒸汽温度下降值应小于50℃，若达80℃以上应手打停机;

6.2.8运行中应严格监视差胀及轴向位移值在正常范围内;

6.2.9启动及变负荷时应有专人监视汽机振动，如有异常情况应立即查明原因或停机。升速暖机中，不许在临界转速下停留，暖机转速下若振动过大应稍降低转速进行;

6.2.10停机后仍应监视并记录有关参数在正常范围内;

6.2.11蒸汽参数和汽缸金属温升控制:

6.2.11.1主蒸汽温升率小于1.5℃/min;

6.2.11.2高中压外缸和高压内缸内、外壁温差均小于50℃;

6.2.11.3高压主汽阀壳内、外壁温差小于55℃;

6.2.11.4高中压外缸内壁与高压内缸外壁温差小于50℃;

6.2.11.5高中压外缸外壁上、下半温差小于50℃;

6.2.11.6高中压外缸法兰内、外壁温差小于80℃;

6.2.11.7高中压外缸上半左、右法兰温差小于10℃;

6.2.11.8高压内缸外壁上、下半温差小于35℃

6.2.11.9低压缸排汽温度:报警值:80℃(投喷水) 停机值:120℃

6.2.12 在额定负荷运行时，主蒸汽与再热蒸汽温度低于500℃时应减负荷运行，在减负荷过程中汽温若有回升的趋势应停止减负荷，否则应继续减负荷，当汽温降到460℃时负荷应减到零，若汽温继续下降到450℃仍不能恢复时手打停机;

6.2.13防止冷水或冷汽倒流入汽缸而引起汽缸变形或大轴弯曲变形。为此应注意以下几个方面:

6.2.13.1疏水系统

在机组启动运行前和供汽至汽封系统前，汽轮机疏水系统应该是打开的;

当负荷减到20%、10%额定负荷时，开启低、中、高压段各气动截止阀。升负荷及降负荷时都须如此;

正常停机时，在所有疏水阀开启以前，要避免破坏真空;

当机组停止运行时，应将汽轮机疏水系统打开，直至汽轮机冷却为止。

6.2.13.2主蒸汽系统

6.2.13.2.1如果有信号表明水正在从锅炉进入汽轮机或即将进入汽轮机的时候，应将机组停车;

6.2.13.2.2主蒸汽管道上的疏水阀，应在机组启动时保持开启，直至金属温度和锅炉情况都表明水没有存在的可能或可能在系统中形成，而被引射入汽轮机为止;

6.2.13.2.3运行中防止新蒸汽温度瞬间跌落太多，蒸汽带水进入汽缸;

6.2.13.2.4在停机后或锅炉产生了与推荐的运行程序相反的情况下，主蒸汽管疏水阀应立即开启;

6.2.13.2.5当锅炉熄火后，不要向汽轮机送蒸汽。

6.2.13.3汽封系统

当汽封系统为辅助汽源供汽时，需保证:

6.2.13.3.1必须是过热蒸汽，冷态及温态开机时，轴封供汽压力:0.2~0.4mpa，供汽温度:210℃~260℃，热态及极热态开机时，轴封供汽压力:0.2~0.4mpa，供汽温度:310℃~360℃;

6.2.13.6.2投辅助汽源前应进行充分暖管，以保证蒸汽通过时不被凝结。

6.2.13.7启动及运行中凝结水箱水位不宜太高，停机后应防止凝结水箱满水;

6.2.13.8防止高、低压加热器疏水调节阀失灵、保护失灵、管道破裂满水经抽汽管道进入汽缸;

6.2.13.9打闸停机或事故跳闸时，应注意检查各抽汽逆止门是否关闭。

6.3防止汽轮机严重超速事故

6.3.1在静态时对主汽门进行试验，确认开启、关闭灵活、无卡涩，关闭时间<0.3秒。其他各汽门活动试验能使汽门关闭;

6.3.2在静态时对高压调节汽门进行试验，确认开启、关闭灵活、无卡涩，关闭时间<0.4秒。其他各汽门活动试验能使汽门关闭;

6.3.3各抽汽逆止门联动关闭迅速严密;

6.3.4整套试运前油循环应结束，油质符合标准，运行中防止油中带水。

6.3.5运行中应尽可能提高蒸汽品质，防止门杆结垢卡涩;

6.3.6机械超速试验前，主汽门，调门严密性试验须合格;

6.3.7机械超速试验前必须先进行opc试验及110%电超速试验合格;

6.3.8机械超速试验时，机头必须有专人监护，如果转速超过3360r/min应立即手动打闸停机;

6.3.9甩负荷试验时，deh系统及其各项保护需能可靠投入。

6.4防止断油烧瓦、大轴及轴瓦的拉伤磨损

6.4.1启动及停机前应试验各油泵工作正常，联锁保护可靠;

6.4.2交流保安电源应可靠，直流油泵的电源应能保证全容量运行1小时以上，必须经常监视蓄电池的电能储存情况，以保证紧急停机时有足够可用的直流电源。直流油泵在检修期间不允许主机启动运行;

6.4.3交流润滑油泵启动后要注意观察油泵出口压力和油泵电机电流的变化情况，防止空载运行;

6.4.4冷油器投入及切换时应放净空气，操作上宜缓慢进行，并由专人监护，防止误操作;

6.4.5定期检查冷油器水侧出口有无油花，冷却水压应低于油压，防止冷油器泄漏引起油中带水;

6.4.6排烟风机应连续运行，但油箱负压不能太高，以防轴封汽被吸入油箱，造成油中带水;

6.4.7油净化装置应投入运行，定期化验油质;

6.4.8运行中应派专人巡回检查各轴承油流情况，油压应正常，轴承温度，回油温度应在允许范围内;

6.4.9在油循环工作中，应尽可能地增大油温变化幅度，加强管道振打工作，使系统得以充分清洗;

6.4.10油质经化验合格后，方可启机;

6.4.11机组试运行期间，润滑油滤网必须投入，旁路切除。

6.5防止设备超压

为防止设备超压，除氧器、高低压加热器水侧、汽侧安全门及其它所有安全门，在正式投入前应提前整定好。

6.6防止误操作

6.6.1现场应悬挂符合实际的系统图，以便随时查用;

6.6.2运行人员应经过培训，了解设备性能及结构，熟悉系统，掌握运行规程及试运措施，经考试合格后，方能上岗操作;

6.6.3由生产单位对运行设备及系统各阀门进行编号、挂牌，并标明开关方向;

6.6.4试运前，由生产单位会同安装单位有关人员做好试运系统与施工系统的隔离工作，对重要的隔离阀门应挂牌上锁;

6.6.5设备及系统的检修要实行工作票制度，由运行人员做好断电、系统隔离、放水(汽)泄压等安全措施;

6.6.6凡属运行系统及设备，除当值运行人员按规程操作外，其他人员不得擅自操作。

七、说明

7.1机组试运初期可靠性差，生产单位要安排足够数量的、经过培训的人员参加试运工作，加强巡回检查，消除隐患;

7.2做好事故预想，发现问题应立即汇报试运指挥组，以便及时研究对策，避免或减小事故程度;

7.3发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险。对事故的紧急处理应按电厂运行规程执行。

某汽轮机事故专项应急预案：某汽轮机油系统防火

一 总则

为了保证汽轮机组的安全生产和稳定运行，认真贯彻电力生产"安全第一"和消防工作的"预防为主、防消结合"的方针，特制定此汽轮机油系统防火管理细则。

二 汽轮机油系统防火的技术措施

1、汽轮机油系统的设计、制造和安装应符合国家电力生产有关规范和防火要求。生产现场必须满足下列要求，否则必须限时整改:

◎汽轮机油系统应尽量减少法兰、阀门和接头，除了检修时必须拆卸的部位采用法兰连接外，绝大部分应采用焊接结构;

◎汽轮机油系统管路应有足够多的支吊架，并有一定的伸缩补偿，来消除或减少油管路的振动;

◎汽轮机油系统的管道、阀门、接头、法兰等部件的承压等级应高于工作压力的2倍以上，并且采用钢制阀门，禁止采用铸铁或铸铜阀门;

◎汽轮机油系统的阀门、法兰应加装白铁皮防护罩，并且法兰应采用止扣法兰;

◎油管路与高温蒸汽管道至少应有150mm的间距，以便采取隔离措施，并且不存在管道与管道的摩擦现象;

◎油管路在安装时不应存在强力对口现象;

◎润滑系统的法兰垫厚度不超过1.5mm，调速系统应尽量采用0.5mm以下的青壳纸，以上材料必须耐油、耐温、耐压和密封性能良好;

◎严格检修工艺，采用性能良好的密封材料来消除汽轮机油系统接头、阀门门杆、错油门、油动机、法兰、热工接线等处的渗油;

◎汽轮机主油箱本身应符合防火要求:采用不小于5mm厚的优质钢板焊接而成、能正常监视油箱油位、有可靠的事故放油装置、事故放油管的管径应保证放油时间比破坏真空停机时转子惰走的时间长1min左右、事故排油应排放到主厂房外远离热源的事故油池中、事故放油门标志醒目并有2个以上通道且远离油箱及其他油管路、主油箱和油管路应可靠接地，接地电阻不超过10ω，以防止或减少油流动时产生的静电电压、油箱应尽可能的采用低位布置，以便远离高温管道等;

◎汽轮机平台下及机头处铺设的电缆必须采用阻燃电缆，并将电缆孔用防火胶泥严密封堵;

◎汽机房应配置足够数量、使用方便、质量可靠的灭火器材，并定期(每月1次)检查处于齐全、完好的备用状态;

◎现场消防水系统应可靠，水压应能保证最高点的消防用水，消防器材禁止挪为他用，厂内环形消防通道必须经常保持畅通;

2、有条件时尽量采用燃点高于主蒸汽温度的抗燃汽轮机油;

3、加强高温热体的保温:汽轮机油系统附近的高温热体保温外必须包白铁皮，白铁皮的搭口应咬死，尽量保证严密不漏，保证铁皮表面温度不超过50℃;

4、严格执行检修过程的防火保安措施:汽轮机油系统动火作业，必须办理动火工作票，制定安全措施，经有关领导批准，准备好灭火器材并在消防安全人员监护的情况下才允许动工，检修结束，必须将现场收拾干净，擦净油渍，如果有油漏到保温上，必须更换浸油保温，检修后的设备、管道必须进行试压检漏，确认没有问题后，才允许拆除安全措施，注销工作票;

5、汽轮机的保安系统和监视保护装置必须性能可靠，每次启机前，必须按照规程规定进行保安系统的静态试验，特别是调节系统的静态试验和各种保护装置的试验均应符合要求，否则不准启机;

6、汽轮机运行中要加强运行维护，及时消除火灾隐患的安全注意事项:

◎运行过程中严密监视机组振动、轴向位移、汽轮机转速、汽缸膨胀、润滑油温度、轴承温度等参数，发现异常，立即查出原因予以消除;

◎加强对汽轮机油系统的巡检:包括管路的晃动情况、支吊架是否牢固、阀门、法兰、接头有无漏油渗油，发现油渍，及时把油渍擦除，并设法查明泄漏点，及时汇报有关领导;

◎运行中应密切观察油动机滑阀动作是否灵活，有无卡涩现象;

◎严格按照《运行规程》规定接带负荷，严禁超负荷运行，防止因油动机开度过大，而引发漏油;

◎运行人员要经常观察汽轮机回油窗，化学监督人员要定期进行油质化验，发现油中有水，及时滤油。

◎保证各种保护的正常投入，超速保护不能可靠动作时，禁止将机组投入运行;

◎每次启机前，必须保证抽汽逆止门的联动试验合格，否则禁止将机组投入运行。

7、加强消防管理，建立完善的消防责任制，对各级管理人员、技术人员、运行人员和检修人员进行消防知识培训，每个人都应掌握各种消防器材的使用方法，并定期进行消防演习，提高每个人的消防意识;

8、主控室应该悬挂全厂消防系统图，消防图应该注明全厂所有消防管道的走向、消防栓位置、所有固定式和携带式灭火器的数量及位置;

9、必须保证厂区环形消防通道畅通

10、定期对消防系统机消防器材进行检查，每月25日定期试转消防水泵30分钟;

11、建立汽轮机油系统监督检查档案，每月15日由安委会、汽机专业工程师、机械检修班长、汽机检修负责人联合对汽轮机油系统进行检查，并进行记录，以便及时发现，提早预防，防患于未然;

12、运行人员必须把油系统作为重点检查部位，检查内容包括:油管路晃动情况、支吊架是否松动、有无渗油、漏油点，有无相互摩擦点，如有异常情况，必须采取果断处理并汇报有关领导和检修人员予以解决。

三、生产现场发生火灾的处理预案

1、着火原因

◎油管路漏油到主蒸汽管道等高温热体上，引起火灾;

◎油管路支吊架不合适，油管路长期摩擦、晃动，造成焊口裂开或相互摩擦漏油，引起火灾;

◎汽轮机超速，油压升高超过油管路、阀门、接头等承压等级，造成压力油大量喷出，引发严重火灾;

◎检修过程中油漏到保温内没有更换保温，造成浸油保温着火，进而引发油系统着火。

2、汽轮机油系统着火的处理:

◎汽机厂房着火尚未危及机组安全运行时，值长应立即组织本班人员使用厂内消防器材进行扑救，根据火灾情况汇报有关领导，并及时报火警119;

◎如果发生《运行规程》中规定的13种紧急故障停机情况，应立即汇报值长，破坏真空紧急故障停机;

◎如果汽轮机油系统着火，应立即组织人员采取有效灭火措施进行灭火，同时报火警119;

◎如果火势无法扑灭，威胁机组安全运行时，应立即破坏真空紧急故障停机，同时将高压油泵、低压交、直流油泵连锁解除，以防低油压连锁油泵启动，增大火灾的处理难度;

◎如果火势威胁主油箱时，在确保安全停机的前提下，开启事故放油门，同时立即启动直流油泵，破坏真空紧急故障停机;

◎如果主油箱没有放油，在火灾扑灭后，先将汽轮机转子盘车180度，静止从转速到零到投入盘车的相等时间，然后投入盘车装置连续运行，如果由于火灾造成动力电源中断，应采取定期手动盘车;

◎如果主油箱已经放油，在火灾扑灭后，先将汽轮机转子盘车180度，静止从转速到零到投入盘车的相应时间，然后改成每半小时定期手动盘车180度，4小时后改为每1小时定期手动盘车180度(可以不启油泵)。

四、汽轮机油系统着火扑救预案

1、汽轮机油系统系指汽轮机、发电机的润滑油系统和汽轮机调速油系统，以下简称"汽轮机油系统"。

2、机房及汽轮机油系统着火时由当值值长组织灭火和事故处理，(值长不在时由热机班班长负责)。派人监视好未着火机组，抽调主要力量扑救火灾，同时汇报有关领导;当扑救力量不足时，立即向内部义务消防队求援(包括检修人员、门卫保安人员等)和外部报火警119(1)。(报警须知)。

3、汽轮机油系统着火，尚未危及机组安全运行时:值长命令一定数量的人员使用就地消防器材奋力扑灭。消防器材不足时，命令扑救人员取就近消防器材使用。当火势扑灭后，再次检查是否还有复燃点，已确认火灾全部扑灭，保留现场，查明原因，作好记录。

4、汽轮机油系统着火，已经危及到机组安全运行时:值长命令着火机组按事故停机处理(2)，同时做好隔离措施，保证未发生火灾机组的稳定运行，并组织足够数量骨干人员到火场扑救，一定数量人员运送消防器材到现场，满足扑救的需要。当火势还不能控制时，立即向义务消防队求援，由总指挥命令现场指挥(3)组织义务消防队进行现场扑救，值长配合现场指挥，将厂区就近的消防器材急速运送到扑救点，或就近取沙土运送到扑救点，满足灭火需要，同时，值长命令热机人员启动电动消防泵，用就地消防设施(消防水枪)进行扑救。当火警扑灭后，现场指挥命令二至三人监视现场，防止死灰复燃，保护火灾现场不准有他人靠近。当事故调查结束后，立即进行检查抢修及时恢复运行。

5、汽轮机油系统着火，火势危及到主油箱时:值长命令热机人员按事故停机处理，开启事故放油门，将油放进事故油箱。如果油箱已经着火或油箱不能放油时，立即向义务消防队求援，并向外报火警119。同时启动电动消防泵，利用就地消防水枪对准主油箱冷却防止油箱爆炸，同时冷却事故放油联络管，防止高温威胁未着火机组。总指挥到现场后，值长主动向总指挥汇报现场情况，并协助总指挥组织扑救，集中厂内灭火器运送到扑灭点，义务消防队员自带铁锨、簸箕、脸盆等器具就地取土运往扑救点，满足扑救需要。当县消防大队到场时，现场指挥要主动向县消防大队指挥人介绍火情、火势、现场情况、消防水接口(4)等。此时应以县消防大队扑救为主，现场指挥命令义务消防队员积极配合扑救，并做好现场保卫和后勤保障工作。值长命令运行人员处理已停下或未停下的机组，直到火警全部扑灭。火灾扑灭后，现场指挥命令义务消防队员保护火灾现场，待事故调查结束后，立即安排抢修及时恢复生产。

一般情况下，"大火之前必有小火，小火之前必有隐患"，火灾发展的规律是:漏油--冒烟--小火--大火--重大火灾事故;因此思想麻痹是火灾发生的重要原因之一。只要我们加强巡检，提高安全意识，防范于未然，就可避免火灾的发生。

注:

(1)外部报火警119，对方接到电话，要问清单位、互报姓名，确认是正定县消防队时，立即报告我厂厂名、方位、来厂路线，并强调说明是汽轮机油系统着火;

(2)事故停机遵照《汽轮机运行规程》和《汽轮机汽轮机油系统着火扑救预案》的措施执行;

(3)总指挥可以指定副总指挥、值长或能够胜任灭火扑救指挥工作的人员担任现场指挥;

(4)消防水的外接口位置:在汽机厂房西南角、西北角各有一个、在#1炉电除尘南侧有一个;

(5)如果由于火势不能及时投入电动盘车，应记录转子静止时间，等能够投入盘车时，应先盘车180度，经过由转子静止到投入盘车的相等的时间后，再投入连续盘车;

(6)停下的汽轮机没有电动盘车时，应及时进行定期手动盘车。

某汽轮机事故专项应急预案：防止汽轮机烧瓦

1、机组检修后或启动过程中

(1)机组检修后启动前，在冷油器充油和油系统投运前，主油箱油位应大于 100mm但不应该大于 400mm溢流油位，并将各冷油器油侧空气排净且充满油后，才允许投入冷油器运行。

(2)油系统油质不合格或机组启动时油温低于30℃时禁止机组启动。

(3)直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置。在机组故障时，不可使熔断器熔断使直流油泵失去电源。交流润滑油泵应有可靠的自投备用电源。

(4)任何一台油泵工作失常时，禁止机组启动。

(5)油系统投入后，应认真检查油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，要求装设齐全、指示准确。

(6)盘车装置投入前，检查润滑油压、顶轴油压、密封油系统应正常，并投入汽轮机低油压保护，否则，禁止启动盘车装置。

(7)机组启、停及运行过程中应及时调整润滑油温，严格控制润滑油温在规定范围内，严禁润滑油温大幅度摆动。

(8)机组启动定速后，进行油泵切换时，应密切监视主油泵出口油压变化，在机组进行打闸、超速试验、各汽门严密性试验前均应先启动交流润滑油泵、启动油泵运行正常。

(9)机组厂用电中断时应立即启动直流润滑油泵、直流密封油泵、小机事故油泵。

(10)机组启、停过程中应检查当转速在2000转/分时，顶轴油泵应联启，否则手动启动。

2、机组运行过程中

(1)运行中油系统进行切换(如冷油器、油泵、滤网等)，必须在值长的监护下按操作票进行操作，操作人员相互联系必须保持畅通，操作中必须先将系统各部空气排净并充满油，严密监视润滑油压、油温、油位的变化，严防切换操作过程中断油。

(2)在主值的监护下，每半个月进行一次启动油泵，交、直流润滑油泵的启停试验，保证备用油泵始终处于良好备用状态。

(3)定期试验低油压联动装置，润滑油压的数值以汽轮机中心线标高距冷油器最远的轴瓦为准，运行中低油压保护退出时，必须由公司生产副经理或总工批准。

(4)主油箱油位保持正常范围内，主油箱油滤网前、后油位差达100mm时，应及时联系检修清理，净油箱必须储有足够数量的合格润滑油用以备用。运行中发现油位异常时应及时分析查找并联系检修处理，严格按规程规定处理。

(5)保持润滑油压在0.137~0.176mpa之间，润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵，当润滑油压降至0.115mpa时报警，同时联动交流润滑油泵，当主油泵出口油压降至1.205mpa时联动交流润滑油泵，润滑油压降至0.105mpa时，联动直流润滑油泵，降至0.07mpa时停机，降至0.04mpa时停盘车。

(6)主油箱排烟风机要连续运行，运行中还应控制轴封压力不可太高，防止蒸汽进入轴承箱内，对主油箱应定期放水。

(7)油净化装置要随机运行，确保油质合格。

(8)在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动。

(9)发现下列情况之一者，应立即停机:

1)任一推力轴承温度超过110℃，支持轴承温度超过115℃时。

2)轴振超过250um时。

3)轴承冒烟或着火时。

4)润滑油压低于0.07mpa，同时直流润滑油泵联启。

5)油箱油位降至-200mm采取措施补油无效时。

6)任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时。

(10)油箱事故放油一、二次门之间的检漏门应开启，巡回检查时应检查无漏油现象。

3、停机过程中

(1)机组正常停机前应对各油泵进行试验，并对直流辅助油泵进行全容量的启动、联锁试验，启动交流油泵、启动油泵运行。

(2)机组惰走至2000r/min时检查顶轴油泵应自投，否则，手动开启。

(3)机组惰走或盘车过程中，严密监视密封油压的变化。

(4)机组盘车期间低油压保护必须投入，交流润滑油泵运行时，直流油泵不得退出备用。

(5)正常盘车期间，当汽缸温度在150℃以上时不得中断盘车和油循环，如有特殊需要而停盘车和油循环，应有副总工程师及以上领导批准后，按《集控运行规程》要求执行定期盘车工作。

4、机组启动、停机、正常运行中严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超标时，应按规程果断处理。

5、机组在启动、停机、正常运行中，当振动异常时应按规程果断处理。

6、油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。

7、当油系统着火，威胁主油箱安全，必须开启事故放油门时，在紧急停机时应视转子惰走情况，保持适当油箱油位，避免惰走中断油烧瓦。

8、严格执行运行、检修规程，严防轴瓦断油。

某汽轮机事故专项应急预案：防止汽轮机大轴弯曲轴瓦烧损

为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真贯彻《防止20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》〔(85)电生火字87号、基火字64号〕、《中国国电集团公司重大事故预防措施》中“防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故”部分，根据我厂实际作以下重点要求:

1 防止汽轮机大轴弯曲

1.1 应具备和熟悉掌握的资料。

1.1.1 转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅)，最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。

1.1.2 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值 (双振幅)，最高点在圆周方向的位置。

1.1.3 机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

1.1.4 正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。

1.1.5 正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。

1.1.6 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。

1.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。

1.1.8 应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。

1.1.9 记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、偏心、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动为止。

1.1.10 系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。

1.2 汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。

1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。

1.2.2 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的土0.02mm。

1.2.3 高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。

1.2.4 主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度 50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于 50℃。

1.3 机组起、停过程操作措施。

1.3.1 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2~4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。

1.3.2 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。

1.3.3 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。

1.3.4 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应按规定采用间断手动盘车 180°，待盘车正常后及时投入连续盘车。

1.3.5 机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。

1.3.6 机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。投运轴封时应控制轴封供汽温度与金属温度相匹配。

1.3.7 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。

1.3.8 停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。

1.3.9汽轮机冲转至600rpm，必须对机组进行摩擦检查，发现问题禁止升速。

1.3.10 起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。

1.3.11 汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。

1.4 发生下列情况之一，应立即打闸停机。

1.4.1 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过30μm。

1.4.2 机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过l00μm或相对轴振动值超过260μm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

1.4.3 机组运行中要求轴承振动不超过30μm或相对轴振动不超过80μm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于260μm应立即打闸停机;当轴承振动变化±15μm或相对轴振动变化±50μm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加50μm，应立即打闸停机。

1.4.4 高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。

1.4.5 机组正常运行时主、再热蒸汽温度在 l0min内突然下降50℃。

1.4.6 机组差胀超过允许值。

1.5 应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过 35℃，最大不超过50℃。

1.6 疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜 45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于ф76mm。

1.7 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。

1.8 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。

1.9 高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。

1.10 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。

1.11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴偏心、振动和汽缸金属温度测量表计，应按热工监督条例进行统计考核。

1.12 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。

1.13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。

2 防止汽轮机轴瓦损坏

2.1汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于良好的备用状态且能正常联动。机组正常启动和停机前，都必须按要求对辅助设备进行起、停和联锁试验(eh油泵、bop、sob、eop、顶轴油泵、盘车电机等)，其中一项不合格禁止启动或停运汽轮机。eh油泵、bop、sob、eop不能同时有检修工作。机组启动过程中，如果eh油泵故障或bop、sob、eop油泵故障，应停止机组启动。机组全速后停bop、sob、顶轴油泵油泵前，必需检查确认各有关油压在正常范围内，主油泵已工作正常。机组启动升速、停机降速和事故处理过程中，如果eh油泵、bop、eop油泵同时故障，应破坏真空，紧急停机，启动顶轴油泵。

2.2 油系统进行切换操作(如冷油器、滤网等)时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。操作完毕应将冷油器和滤网的进出油门上锁。

2.3 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金金温度和回油温度。汽轮机轴承温度达107℃、汽轮机推力轴承温度或发电机、励磁机轴承温度达99℃、轴承回油温度达77℃时，应降低机组负荷直至温度正常，并查明原因及时处理。汽轮机轴承温度达112℃、汽轮机推力轴承温度或发电机、励磁机轴承温度达107℃，轴承回油温度达82℃时，按紧急事故停机处理。密切注意润滑油压的变化，当油压低于规定值时，应启动备用油泵。

2.4 在机组起、停过程中应按运行规程规定的转速停、启顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压正常。机组运行中，各顶轴油泵应处良好备用状态。

2.5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。

2.6油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。机组起动或正常运行时，油箱油位应在运行规程规定的范围内。主油箱油位计每天活动一次，检查油位计无卡涩，油位报警正常。正常运行中发现油压或油箱油位异常下降时，应尽快查明原因，启动备用油泵维持油压，将油箱油位补至正常，并联系检修处理。若油压或油位维持不住时应停机处理。加强油系统的检查，发现跑油、漏油应及时进行处理，冷油器滤网前后压差大时及时联系检修清理。主机及小机油箱的事故放油门、放水门应关闭严密，并挂“严禁操作”警示牌。机组油净化装置故障报警信号应试验正常;装置投运期间应经常巡视，发现装置故障跑油，应立即隔离并注意主油箱油位，降低时立即补油至正常油位;主油箱及小机油箱滤油与油净化装置的投运不得同时进行(主油箱与小机油箱同油净化装置连续滤油不得同时进行)，滤油前应将油净化装置可靠隔离。

2.7油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。主油箱及小机油箱补油时，必须保证油质合格。净油箱内应存有一定量合格的透平油，主油箱输油泵应达到良好备用状态，以保证主油箱及小机油箱能及时补油。

2.8 应避免机组在振动不合格的情况下运行。

2.9机组运行中，禁止用降低油压的方法控制轴瓦漏油缺陷。

2.10辅助油泵出口油压应低于主油泵出口油压，在汽轮机达到额定转速以前，主油泵应能自动投入运行。一般要求转速达到2800r/min以后主油泵开始投入工作。机组定速后，停用辅助油泵时，应密切监视主油泵出口和润滑油压的变化情况。发现油压变化异常时，应立即恢复辅助油泵运行，并查明原因后采取措施。

2.11油压保护、联锁电源必须可靠，正常投入，不得随意解除。润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08mpa时报警，降至0.078mpa时联动交流润滑油泵，降至0.068mpa时联动直流润滑油泵，降至0.048mpa时汽机脱扣，降至0.034mpa时盘车脱扣。

2.12直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，应取消各级熔断器，以防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。

2.13交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放或直流保持措施，同时要保证自投装置动作可靠。

2.14油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。

2.15安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。

2.16检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。

2.17格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。汽机油系统切换时，应在副值班员以上岗位人员监护下，按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压变化，严防切换过程中断油烧瓦。

2.18 运行中油箱油位应保持正常。滤网前后油位差超过规定值时，应及时清理滤网。主油箱应设置油位低报警装置。

2.19 定期对转子轴电压进行监测，轴电压超标要查找原因及时消除。

2.20运行中发生中压主汽门突然关闭，应立即停机，防止轴向推力急剧变化而推力轴承磨损。

2.21 当发现有如下情况之一时，应立即打闸停机:

2.21.1任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时;

2.21.2主轴瓦乌金温度超过厂家规定值;

2.21.3回油温度升高，且轴承内冒黑烟时;

2.21.4润滑油泵起动后，油压低于运行规程允许值;

2.21.5盘式密封瓦回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时或参照制造厂设计标准。

某汽轮机事故专项应急预案：防止汽轮机大轴弯曲

在机组启、停过程中或正常运行时，由于汽缸变形、振动过大而引起摩擦以及热状态下汽轮机进冷水、冷汽等原因都可能导致汽轮机转子的弯曲。为防止此类事故发生，特制订以下措施:

1、汽缸保温良好，能保证在启、停及正常运行过程中上、下缸不产生过大的温差。

2、首次启动过程中，应适当延长暖机时间，以利于全面检查，并避免潮湿的保温造成汽缸表面受热不均而变形。

3、汽轮机的监测仪表如转速表、大轴晃度表、振动表、汽缸金属温度表、轴向位移表、差胀表等必须齐全、完好、准确、可靠。

4、冲转前，必须符合下列条件，否则禁止启动:

4.1大轴晃度值不超过原始值0.02mm，转子偏心小于0.0762mm。

4.2主蒸汽温度应至少高于汽缸最高金属温度50℃，蒸汽过热度不低于50℃

4.3转子进行充分的连续盘车，一般不少于4小时。

5、启、停及带负荷过程中，汽轮机各监视仪表都应投入，严格监视汽缸温差、胀差和轴向位移的变化。有专人监测振动，瓦振达到50μm报警，100μm以上时停机，严禁在临界转速下停留。

6、疏水系统应保证疏水畅通。机组负荷在20%额定负荷以下，应开启低压调节阀后所有疏水;在10%额定负荷以下时，开启主汽阀后所有汽机本体疏水。

7、热态启动时，严格按规程选择合理的主汽参数，严格遵守操作规程。轴封供汽温度应与汽缸金属温度匹配，轴封管道经充分疏水后方可投汽，并应先送轴封，后抽真空。

8、机组在启、停和变工况运行时，应按规定曲线和技术指标控制参数变化，特别是应避免汽温大幅度快速变化。

9、高、低压加热器及除氧器的水位控制正常，能维持正常水位，水位高值报警及联锁保护完好，抽汽逆止门、危急疏水门应动作正常，关闭严密，严防向汽缸返冷水、冷汽。

10、检查各级旁路喷水减温装置，防止阀门不严减温水进入蒸汽管道。

11、凝汽器水位不宜过高，防止其满水进入汽缸。

12、停机后转子惰走阶段，真空未到0之前，不允许停止轴封供汽，防止冷气进入汽缸。

13、停机时惰走时间比正常值明显减少时，应查明原因并采取相应的处理措施。

14、停机后立即投入盘车，定期记录盘车电流、缸温、大轴晃度等参数，发现异常情况应及时处理。

15、未及部分，按电厂运行规程和部颁反事故规定执行。

某汽轮机事故专项应急预案：防止汽轮机组轴系断裂

1、加强机组停机时的保养工作，防止各类腐蚀的产生。

(1)停机时确保机组和外界蒸汽和疏水系统可靠隔离。

(2)停机时间较长时，要排净各加热器、冷却器及凝汽器的汽侧及水侧的积水。

(3)停机时间较长，机组汽缸温度冷却到接近室温且空气湿度较大时，应对汽轮机通流部分采用防腐措施。

2、加强对汽水品质的监督，确保汽水品质应符合要求。

3、严格规范运行操作，杜绝超速和运行不当的发生，防止轴系断裂。

(1)严格按运行规程要求的启停方式和启停曲线执行，减少和降低由于机组启停方法不当产生的过大热应力。

(2)机组运行的主、辅设备的保护装置必须正确投入，在机组启动和停机过程中振动保护必须投入运行。

(3)在机组正常运行过程中，必须有完善的保证振动保护正确动作的措施，确保不发生误动，机组正常运行时轴瓦振动、轴振动应达到有关标准的优良范围，即轴瓦振动≤0.025mm，轴振≤0.075mm，并注意监视变化趋势。

(4)做超速试验时，严格按超速试验的要求进行，机组冷态启动带25%及以上额定负荷，运行3~4小时后立即进行超速试验。

(5)超速试验时转速超过111%额定转速时，危急保安器未动作，应立即手动打闸。

(6)正常参数下调节系统应能维持空负荷运行，否则机组禁止并网。

(7)确保调速系统稳定，超速保护投入正常。

4、新机组投产前、已投产机组每次a修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温

段应力集中部位进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。

5、不合格的转子禁止使用，已经过主管部门批准并投运的有缺陷的转子应进行技术评定，

根据机组的具体情况制定相应的安全措施，并报主管部门审批后执行。

6、各级生产指挥人员、运行检修人员严格执行运行、检修规程，不违章指挥，不违反规程作业。