300MW直接空冷机组典型事故的预防及处理(讨论稿).doc

300MW直接空冷机组汽轮机典型事故的预防及处理1. 通则1.1. 新机组在整套启动期间以及机组投运后正常运行过程中均应严格遵照国家电力公司颁发的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求、300MW级汽轮机运行导则、电力安全工作规程（热力和机械部分）、电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）、火电机组达标投产考核标准及其相关规定以及制造厂提供的汽轮机启动运行说明书和电厂的运行规程等有关规定执行。1.2. 机组启动前，必须将机组各项联锁保护、声光报警以及正常监视和记录表计调试完好，并可靠投入使用。1.3. 运行人员应熟悉本机组的结构特点，系统布置及设备的操作方法，明确每次启动的目的及要求，做好事故预想。1.4. 运行维护必须严格执行“两票三制”。2. 异常运行工况的处理2.1. 汽轮机真空下降2.1.1. 真空系统的排汽压力缓慢升高2.1.1.1. 排汽装置排汽压力升高的现象1、 排汽装置的排汽压力指示缓慢降低2、 汽机低压缸排汽温度显示上升3、 “排汽装置排汽压力高”声光报警4、 相同负荷下蒸汽流量增加，调节级压力升高2.1.1.2. 排汽装置排汽压力缓慢升高的原因1、 空冷系统中一个或几个风机故障导致空冷系统冷却能力不足2、 轴封系统故障，轴封蒸汽压力不足导致漏入空气3、 凝结水系统故障，水位过高使凝汽器冷却能力下降4、 排汽装置抽真空系统故障，真空泵出力下降5、 环境温度超过设计温度，导致空冷系统冷却能力下降6、 真空系统的密封水投入不良7、 真空系统的密封连接不良，导致漏空8、 空冷凝汽器的冷却管束泄漏，导致漏空2.1.1.3. 排汽装置排汽压力缓慢升高的处理1、 发现排汽压力缓慢升高时，应迅速核对排汽装置上的其它真空表与排汽装置真空显示值并核对低压缸排汽温度变化，只有在排汽压力同时升高且排汽温度相应升高，才可判断为排汽装置真空真正降低。2、 迅速根据不同负荷下对应的最大运行真空值及真空下降的速度和幅度而降低负荷，若负荷降至 15MW时，排汽装置真空仍降低,排汽压力大于25KPa，则打闸停机。3、 排汽压力升高时，应迅速查找原因，设法恢复排汽装置真空，如排汽压力升至30 KPa时，应投运备用水环真空泵。如因环境温度超过设计温度，监视空冷风机在自动情况下应升到最高转速，当排汽压力与机组对应负荷的背压限制值相差10KPa时可将空冷风机切至手动，将转速升高110%转速。4、 排汽压力升高及减负荷过程中，应注意监视以下各项：（1）. 排汽压力升高时，要特别注意监视低压缸的振动、轴向位移、推力轴承温度，发现上述参数增大时，应降低负荷。如减负荷无效且达到紧停条件时，应立即停机。（2）. 低压缸喷水阀应自动打开，否则应手动打开。如排汽温度达121且运行15分钟或大于121应手动故障停机。（3）. 除盐水故障时，如排汽装置补水时除盐水管道未充满水，应关闭补水门，防止空气漏入。（4）. 运行水环真空泵故障应开启备用水环真空泵。（5）. 轴封系统故障时处理：a 检查轴封母管压力是否正常，若压力低、检查轴封三路汽源和溢流阀门是否正常，及时调整轴封母管压力至正常值。如压力升高缓慢、则应采取相应措施恢复轴封汽，否则减负荷停机。轴封汽失去时应注意监视汽机负胀差不得超过限额值。b 检查轴封冷却器U型水封是否破坏。（6）. 检查凝结水系统，保持凝结水箱和排汽装置的水位正常。（7）. 检查真空系统的漏气点，联系维护处理。2.1.2. 真空系统排汽压力迅速增大2.1.2.1. 真空系统排汽压力迅速增大的现象1、 汽轮机排汽压力迅速增大，LCD画面发排汽压力高报警2、 机组出力迅速降低3、 汽轮机的排汽温度迅速升高4、 机组可能跳闸，发电机解列5、 低压缸上的薄膜阀及排汽管道上的薄膜阀可能破裂2.1.2.2. 真空系统排汽压力迅速增大的原因1、 机组的厂用电失去，导致所有空冷风机停运2、 运行中抽真空旁路阀误开3、 运行中真空破坏阀误开4、 汽轮机排汽管道或空冷凝汽器发生破裂5、 轴封蒸汽中断6、 所有水环真空泵跳闸2.1.2.3. 真空系统排汽压力迅速增大的处理1、 如果确证为厂用电失去，则迅速关闭旁路到凝汽器的排汽，锅炉MFT，防止薄膜阀破裂。2、 查为抽真空旁路阀或真空破坏阀误开则迅速关闭，机组适当降负荷，防止低真空保护动作。3、 如确证为排汽管道或空冷凝汽器发生破裂，则机组紧停。4、 如为轴封蒸汽中断，则机组适当降负荷，迅速恢复轴封蒸汽的供应。5、 水环真空泵的跳闸后，机组迅速减负荷以维持最小的真空防止保护跳闸。查明原因消除后迅速启动真空泵。6、 进行真空低处理时，同时注意主机的运行情况（如轴向位移、轴承温度、振动、胀差等参数），满足紧停条件时应立即紧停。2.2. 油系统异常2.2.1. 润滑油温高2.2.1.1. 润滑油温高现象1、 画面及就地润滑油温指示高于正常值2、 各轴承温度及回油温度高或报警2.2.1.2. 润滑油温高原因1、 润滑油温控阀自动失灵或卡涩2、 冷油器冷却水量少或冷却水温高3、 冷油器内有空气2.2.1.3. 润滑油温高处理1、 联系热控人员处理温控阀2、 检查开大冷油器冷却水进口门，并设法降低冷却水温3、 检查开启冷油器的油侧、水侧排空气门4、 如冷油器单侧运行时，投入备用冷油器运行2.2.2. 润滑油压下降，主油箱油位不变2.2.2.1. 现象1、 画面及就地显示润滑油压下降，主油箱油位不变2、 轴承温度及回油温度升高3、 交流润滑油泵可能联启2.2.2.2. 润滑油压下降，主油箱油位不变原因1、 主油泵工作失常2、 射油器工作失常3、 润滑油压力油管泄漏4、 交流或直流油泵出口逆止门不严5、 运行冷油器或滤网脏污堵塞2.2.2.3. 润滑油压下降，主油箱油位不变处理1、 发现润滑油压力下降，立即启动交流润滑油泵和高压启动油泵运行2、 迅速查明故障的原因，及时采取相应措施3、 若确认为主油泵或射油器故障，启动备用油泵后油压仍难以维持，应汇报值长，申请停机4、 当润滑油压力降至0.070MPa时，直流油泵联锁启动5、 当润滑油压力降至0.070MPa时，机组自动跳闸，破坏真空，否则应破坏真空打闸停机，使转子尽快静止2.2.3. 润滑油压不变，主油箱油位下降2.2.3.1. 现象1、 就地和画面显示润滑油压不变，主油箱油位下降2、 主油箱油位低报警2.2.3.2. 润滑油压不变，主油箱油位下降原因1、 主油箱放油门误开2、 油位计故障3、 回油管道、油净化器、轴承油档漏油4、 密封油箱满油5、 发电机进油2.2.3.3. 润滑油压不变，主油箱油位下降处理1、 检查关闭放油门2、 检查密封油箱是否满油，将其自动补、泄油方式切至手动调整油位3、 查找漏点，并设法消除4、 检查底部油水继电器，大开放油门检查，同时检查进油原因，进行相应处理（氢、油差压及其它各参数）5、 在检查的同时，应对主油箱进行补油，若油位仍难以维持，应做好停机准备，汇报值长，申请停机6、 当油位下降至-400mm，应破坏真空，紧急停机2.2.4. 润滑油压，主油箱油位同时下降2.2.4.1. 现象1、 画面及就地显示润滑油压下降，主油箱油位下降2、 主油箱油位低报警3、 润滑油压低报警可能发出，交流润滑油泵联启2.2.4.2. 润滑油压，主油箱油位同时下降原因1、 压力管路漏油2、 冷油器大量泄漏2.2.4.3. 润滑油压，主油箱油位同时下降处理1、 若为冷油器泄漏应切换为备用冷油器（一个或两个运行时处理办法不同）2、 若为压力管道漏油，立即将漏油点隔离；若油压可以维持，且漏油无火灾危险时，可维持运行，同时向主油箱补油，通知检修处理3、 若发生火灾，按油系统着火处理4、 处理过程中，若油压或油位降至保护值，应破坏真空，紧急停机2.2.5. EH油系统失常2.2.5.1. 现象：1、 LCDEH油压表指示异常；2、 LCD显示EH油压力异常；3、 就地EH油压表指示异常；4、 EH油箱油位高或低报警；2.2.5.2. 原因：1、 EH油系统泄漏；2、 EH油箱油位过低；3、 EH油系统安全阀故障；4、 EH油泵进口或出口滤网堵塞严重；5、 EH油系统高压蓄能器氮压低或内胆破裂；6、 伺服阀泄漏。2.2.5.3. 处理：1、 检查EH油压至10.3MPa时，备用EH油泵自动启动，否则启动其运行；2、 检查系统无外部泄漏，汇报及联系处理。若泄漏点无法处理，应立即汇报值长停机，打闸后立即停止EH油泵运行；3、 检查确认EH油系统安全阀动作正常，若异常，联系检修人员处理；4、 若EH油泵失常，倒备用油泵运行，退出故障泵，联系处理；5、 定期检查蓄能器压力正常，联系检修定期充氮；6、 若伺服阀故障，联系检修人员更换；7、 当EH油压降至9.31Mpa，汽轮机保护动作正常，否则手动打闸停机。2.3. 汽、水管道故障2.3.1. 主要原因：1、 管壁冲刷减薄、疲劳损伤、焊接不良；2、 材质选择不符合要求；3、 操作不当引起超温、超压、水冲击引起强烈振动等。2.3.2. 处理要点：2.3.2.1. 在尽可能小的范围内迅速隔离故障点。2.3.2.2. 主、再热蒸汽及主给水管道破裂时，应立即事故停机；高温蒸汽外泄时，应防止烫伤并做好防火措施。2.3.2.3. 低压汽、水管道破裂应设法隔离并消除，必要时停机处理，同时应防止水淹设备。2.3.2.4. 加强主要承压部件的金属监督，特别应注意高压汽水管道弯头、焊口、疏水管座等的壁厚测量及金属检验。2.4. 汽轮机强烈振动2.4.1. 现象1、 LCD画面显示汽机振动增大，报警2、 汽机可能有异音2.4.2. 原因1、 由于制造工艺或平衡精度差而引起的转子质量不平衡。2、 轴系不对中，包括转子与汽缸或静子的同心度偏差以及轴承座标高和左右位置的偏差等。3、 短时间内停机后产生的不平衡：转子上存在活动部件、连续盘车时间不够、套装部件失去紧力、汽缸进水引起转子永久弯曲等。4、 运行中突然产生的不平衡：动静摩擦、转动部件飞脱、转轴与水接触等。5、 随机组运行工况而变化的不平衡：汽轮机转子热弯曲、发电机转子热弯曲等。6、 轴瓦自激振动：半速涡动和油膜振荡7、 汽流激振8、 由不均匀电磁力引起的电磁激振低等原因造成机组振动2.4.3. 处理1、 机组起动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03mm，应打闸停机2、 在机组启动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.254mm,应立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机3、 转速小于600rpm，偏心大于0.076mm，应打闸停机，转速至零时，投入盘车，待偏心小于0.076mm后，方可重新启动4、 升速过程中，任何转速下，当轴振动达0.254mm时，应破坏真空紧急停机2.5. 汽轮机叶片损坏2.5.1. 主要现象：1、 机组启动通过临界转速时振动异常增大；2、 机组正常运行时振动突然增大；3、 机组通流部分发生明显的金属摩擦撞击声4、 惰走时间短，惰走过程中或盘车状态下汽机内部有异音5、 凝结水硬度增加（低压转子叶片损坏）；6、 监视段压力异常。2.5.2. 原因：1、 汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳；2、 蒸汽品质不合格导致叶片腐蚀；3、 发生水冲击。4、 蒸汽中夹带的机械杂质穿过滤网后进入汽轮机，打坏叶片5、 汽缸内零部件脱落，打坏叶片6、 汽轮机因胀差超限，汽缸变形，大轴弯曲等原因，动静摩擦，使叶片损坏7、 低压叶片水蚀，使叶片强度降低8、 启、停机频繁或汽温骤变，叶片疲劳损伤9、 设计、制造不良，叶片振动频率未调整到安全区外，叶片材质不良或加工工艺不合理10、 低负荷运行，叶片超温损坏11、 机组过负荷运行，或高加解列，末级叶片过负荷2.5.3. 处理要点：1、 确认汽轮机内部发生明显的金属撞击声或汽轮机发生强烈振动，应立即紧急故障停机；2、 若运行中发现调节级或抽气压力异常，应立即分析原因，同时结合振动、轴向位移、推力轴承金属温度等参数的变化，如确认叶片断落，应破坏真空紧急停机进行处理，同时记录惰走时间。2.5.4. 预防措施：1、 严防汽轮机超速及水冲击；2、 控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，防止低汽温、低汽压、低真空、低频率及超负荷运行；3、 加强汽、水品质监督；4、 重视汽轮机停机后的保养；5、 定期进行叶片测频及探伤检验。2.6. 主要蒸汽参数异常2.6.1. 主再热汽温异常2.6.1.1. 现象1、 主、再热蒸汽温度表指示异常2、 LCD画面蒸汽温度显示异常3、 主蒸汽或再热蒸汽温度异常报警2.6.1.2. 原因1、 减温水系统或蒸汽温度自动调节装置故障，造成减温水流量异常；2、 锅炉燃烧调整不当；3、 锅炉结焦积灰严重；4、 制粉系统故障；5、 高加故障导致给水温度异常；6、 锅炉受热面发生泄漏2.6.1.3. 处理1、 当蒸汽温度超出正常范围，应尽快调整恢复正常；2、 当蒸汽温度超过规定极限值时，应打闸停机；3、 正常运行时，若主蒸汽或再热蒸汽温度下降至一定值，应视情况手动开启主、再热蒸汽管道疏水，并汇报值长；4、 若汽温继续下降，机组应减负荷直至停机；5、 汽温下降过程中，应注意汽轮机轴向位移、胀差、振动等参数变化，并检查蒸汽管道和汽缸疏水情况；6、 正常运行中，主、再热汽温10分钟内突降50或直线下降50应立即打闸停机；7、 应详细记录参数超限时间及超限数值；8、 运行规程中有关蒸汽温度的控制值应参照厂家提供的技术要求制定。2.6.2. 主、再热蒸汽压力异常2.6.2.1. 现象1、 主蒸汽、再热蒸汽压力表指示异常2、 LCD显示主蒸汽、再热蒸汽压力异常3、 主蒸汽或再热蒸汽压力异常报警2.6.2.2. 原因1、 高加解列2、 入炉煤煤质突然变化3、 协调控制自动调节故障4、 汽机调门卡涩5、 高、低压旁路误动2.6.2.3. 处理主蒸汽压力超过定值时，开始记录超限时间及超限数值，并要求锅炉立即恢复正常；若达到极限值时，应立即停机。2.7. 汽轮机进水及水冲击2.7.1. 现象1、 主、再热蒸汽温度突降，过热度减小；2、 高、中压主汽门，高、中压调汽门，轴封等处有可能冒白汽；3、 蒸汽管道振动，管内有水冲击声；4、 汽封和油挡处摩擦冒火花；5、 汽轮机组强烈振动，声音异常；6、 轴向位移增大，推力瓦温度急剧升高，胀差负值增大；7、 汽缸上、下缸温差明显增大；8、 蒸汽管道上、下温差明显增大；9、 停机后盘车电流增大。2.7.2. 原因1、 汽包满水；2、 过热蒸汽、再热蒸汽减温水失控；3、 除氧器、加热器满水，在抽汽电动门、逆止门不严或卡涩时，使积水倒入汽轮机；4、 投用轴封或汽源切换时，暖管及疏水不充分5、 汽轮机疏水系统设计或安装不合理6、 高旁减温水门误开或关闭不严2.7.3. 处理1、 立即破坏真空，紧急停机2、 开启蒸汽管道，汽轮机本体的所有疏水门3、 由于加热器满水引起的汽轮机进水，应立即解列该加热器4、 记录转子惰走时间，检查机内有无异常声音5、 转速至零，应立即投入盘车运行，直至汽缸上下缸温差正常，同时加强检查大轴偏心，轴向位移，胀差等参数。2.7.4. 预防措施：1、 机组运行期间，锅炉汽包、加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠投入；停运期间也应加强水位监视，防止汽轮机进水2、 汽轮机本体及蒸汽管道的疏水系统应正常可靠投入，疏水管道阀门定期清理检查，确保畅通。3、 机组停运后，若汽缸上下缸温差不大，可不开启汽缸疏水，以防冷气、冷水返入汽缸；4、 应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数显示，并定期进行校验。3. 汽轮机典型事故的预防3.1. 防止汽轮发电机组超速。为防止汽轮机超速，应认真贯彻原水利电力部防止20万千瓦机组严重超速事故的技术措施及国家电力公司颁发的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求等相关规程规范，提出以下重点要求：3.1.1. 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在超速保护动作转速以下。3.1.2. 各种超速保护（OPC超速保护、电超速保护和机械超速保护）必须正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。3.1.3. 机组重要的运行监测表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监测手段的情况下，必须停止运行。3.1.4. 润滑油和抗燃油的油质应合格。在油质和清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。3.1.5. 机组在整套试运及大修后启动前，应按规程进行调节系统静态试验，确保调节系统工作正常，确认高、中压主汽门、调节汽门、低压抽汽阀及各段抽汽逆止门均能迅速关闭。3.1.6. 机组做真实超速前，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，并设专人负责就地和远方停机按扭。当转速超过3300r/min而安全系统的超速保护未动作时，立即手动停机。3.1.7. 正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率、电度表停转或逆转后，再将发电机与系统解列，或采用发电机逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。3.1.8. 在机组正常启动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。3.1.9. 在任何情况下均不可强行挂闸。3.1.10. 抽汽供热机组可调整抽汽逆止门应严密，联动可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防抽汽倒流引起超速。3.1.11. 新投产机组必须进行甩负荷试验。3.1.12. 坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、阀门活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。3.1.13. 危急保安器动作转速一般为额定转速的1101%。3.1.14. 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。3.1.15. DEH系统应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件。3.1.16. 汽机专业运行人员必须熟知DEH系统的控制逻辑、功能及运行操作，以确保系统实用、安全、可靠。3.1.17. 电液伺服阀的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏，系统稳定。3.1.18. 定期检查主油泵轴与汽轮机主轴间的联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。3.1.19. 严格执行操作规程，严防电液伺服阀等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。3.2. 防止轴系断裂3.2.1. 机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，振动监测保护系统按要求投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监测变化趋势。3.2.2. 机组投产前、已投产机组大修期间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可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。3.2.3. 严格按超速试验规程要求进行超速试验。机组冷态起动带25%额定负荷（或按制造要求），运行34h后立即进行超速试验。3.2.4. 新机组投产前、机组大修期间必须检查平衡块固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。3.2.5. 机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。3.2.6. 防止发电机非同期并网。3.2.7. 建立和完善技术档案1、 建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。2、 建立机组事故档案，无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。3.2.8. 建立转子技术档案。1、 转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。2、 历次转子检修检查资料。3、 机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。3.3. 防止机组断油烧瓦3.3.1. 汽轮机的辅助油泵及其自启动装置，应按规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组启动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的启动、联锁试验。3.3.2. 油系统切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，在专人监护下按操作票顺序谨慎进行操作，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。3.3.3. 机组启动、停机和运行中要严密监视油箱油位，轴瓦温度及回油温度，温度异常时，应按规程规定及时处理。3.3.4. 在机组启停过程中按制造厂规定的转速启停顶轴油泵。3.3.5. 运行中发生了水冲击、瞬时断油等可能引起轴瓦损坏的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动。3.3.6. 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置必须装设齐全，指示正确，并按规程进行校验。3.3.7. 润滑油油质按要求进行化验，标准不低于NAS 5级（MOOG 4）级，油质劣化及时处理。油质或清洁度超标的情况下，严禁机组启动。3.3.8. 应避免机组在振动不合格的情况下运行。3.3.9. 机组启动前必须做好润滑油系统中各油泵低油压联动试验。润滑油系统联锁控制满足规程要求。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0.070.075Mpa时联动交流润滑油泵，降至0.060.07Mpa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03Mpa时停盘车。3.3.10. 正常停机时，应先试转交、直流润滑油泵，然后打闸停机，交流润滑油泵应自动启动。3.3.11. 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，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。3.3.12. 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。3.3.13. 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。3.3.14. 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防遗留杂物堵塞管道。3.3.15. 注意检查油系统各逆止门，尤其是主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。3.3.16. 任一轴承冒烟断油或回油温度急剧升高至75时，立即打闸停机。3.3.17. 机组检修期间应注意有系统各逆止门的状态，防止停机过程中断油。3.3.18. 严格执行运行及检修规程，严防轴瓦断油。3.4. 防止汽机大轴弯曲为防止汽轮机大轴弯曲事故的发生，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号等有关规定，针对本机组特点，提出以下重点要求：3.4.1. 应具备和熟悉掌握以下资料：3.4.1.1. 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。3.4.1.2. 大轴弯曲表测点安装位置：转子原始晃动值（双振幅）最高点在圆周方向的位置。3.4.1.3. 机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速。3.4.1.4. 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。3.4.1.5. 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。3.4.1.6. 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。3.4.1.7. 通流部分的轴向间隙和径向间隙。3.4.1.8. 应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。3.4.1.9. 记录机组启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、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150为止。3.4.2. 汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。3.4.2.1. 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计示准确，并正常投入。3.4.2.2. 大轴晃动值不应超过制造厂规定的规定值，或原始值的0.02mm。3.4.2.3. 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。3.4.2.4. 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。3.4.3. 机组启停过程操作措施。3.4.3.1. 机组启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24小时，热态启动不少于4小时。若盘车中断应重新计时。3.4.3.2. 机组启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。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4小时才能再次启动。3.4.3.3. 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。3.4.3.4. 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，应采用手动盘车180，待盘车正常后及时投入连续盘车。3.4.3.5. 机组热态启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。3.4.3.6. 机组热态启动投轴封供汽时，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。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。3.4.3.7. 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。3.4.3.8. 停机后应认真监视凝汽器、高压加热器和除氧器水位，防止汽轮机进水。3.4.3.9. 启动或低负荷运行时，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。3.4.3.10. 汽轮机在热状态下，若主、再热蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。3.4.4. 发生下列情况之一，应立即打闸停机。3.4.4.1. 机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。3.4.4.2. 机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。3.4.4.3. 机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm,超过时应设法消除,当相对轴振动值超过0.26mm应立即打闸停机；当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。3.4.4.4. 高压外缸上、下缸温差超过50，高压内缸上、下缸温差超过35。3.4.4.5. 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10分钟内突然下降50。3.4.5. 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。3.4.6. 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76mm。3.4.7. 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。3.4.8. 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。3.4.9. 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。3.4.10. 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段供汽管路应有良好的疏水措施。3.4.11. 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。3.4.12. 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。3.4.13. 严格执行运行操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽，达到紧急停机条件应立即停机。3.5. 防止汽机油系统着火为了防止汽轮机油系统火灾事故的发生，应逐项落实电力设备典型消防规程（DL 502793）以及其它有关规定，并重点要求如下：3.5.1. 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。3.5.2. 油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。3.5.3. 严禁将火种带进油区，油区内严禁吸烟，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。3.5.4. 禁止在运行的油管路上进行焊接作业，油管路进行焊接作业时，必须采取可靠的隔绝措施并检验管道内无可燃物（油、可燃气体）。3.5.5. 油管道及其附件的承压等级不应低于工作压力的两倍，并保证安装和检修的质量。油系统管道、阀门、法兰及轴承、油箱等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层。3.5.6. 油区附近的热管道或其它热体的保温应坚固完整，并包好铁皮。若发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。3.5.7. 事故排油阀应设两个钢制截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。3.5.8. 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。3.5.9. 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，立即停机处理。3.5.10. 事故排油系统保持正常。3.5.11. 做好油系统与其它易燃易爆气体的隔离。3.5.12. 油区附近配备足够的消防装置，并定期进行检查维护。消防水系统要同工业水系统分开，确保消防水量、水压不受其它影响，消防泵的备用电源应由保安电源供给。3.5.13. 油区的各项措施应符合防火、防爆要求，消防措施完善，防火标志鲜明，防火制度健全。3.5.14. 加强防火观念，经常巡视检查，出现火情，及时发现并扑灭。4. 直接空冷系统（ACC）的防冻该措施为临时措施，准备结合现场实际情况再制定一份更详尽的防冻技术措施。由于直接空冷机组ACC系统散热面积大，且为室外布置，运行受环境温度影响大。汽机低压排汽管道直径大，管线长，散热容积大，散热片中工质流速低，流程阻力不均，易出现流量不均甚至阻塞现象，特别冬季机组冷态启动及低负荷时会更加明显。冬季环境温度低，如果排汽凝结放热量小于其管线对环境的散热量，排汽就在未到达空冷散热片时就已全部凝结成水，不能实现正常的汽水循环流动。严重时就会导致空冷系统局冻结堵塞甚至大面积冰冻而造成设备损坏的问题，因此提出以下重点防冻要求。4.1. 防冻措施4.1.1. 应充分考虑冬季运行工况，300MW机组设计通常采取以下措施： 空冷凝汽器采用顺逆流布置； 采用变频调速风机，可调控进风量； 加装隔离阀； 采用挡风墙，预防大风袭击； 逆流风机可反转； 在每列空冷凝汽器的凝结水积水槽、凝结水总管、抽取空气设温度测点，设有环境温度测点，在排气住管道中设排汽压力测点等，用于检测机组运行状况，控制隔离阀投运，调整进风量和运行背压，达到防冻的目的。设计措施是否需要？4.1.2. 在机组启、停过程中，应先启逆流单元风机，后启顺流单元风机，停运时的操作反之，以确保凝结水自然流动畅通。4