发电厂反事故技术措施

1  汽机油系统防火。

1.1  油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。

1.2  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。

1.3  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，附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。

1.4  禁止在道上进行焊接工作。在拆下的上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

1.5  道法兰、阀门及轴承、调速系统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。

1.6  道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。

1.7  检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。

1.8  事故排油阀应设两个钢质截止阀，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。

1.9  道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。

1.10  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，应立即停机处理。

2  燃油罐区防火。

2.1  严格执行《电业安全工作规程(热力和机械部分)》第四章的各项要求。

2.2  储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。

2.3  油区、输卸道应有可靠的防静电安全接地装置，并定期测试接地电阻值。

2.4  油区、油库必须有严格的管理制度。油区内明火作业时，必须办理明火工作票，并应有可靠的安全措施。对消防系统应按规定定期进行检查试验。

2.5  油区内易着火的临时建筑要拆除，禁止存放易燃物品。

2.6  燃油罐区及锅炉油系统的防火还应遵守第1.2.4、1.2.6、1.2.7条的规定。

2.7  燃油系统的软管，应定其检查更换。

3  防止超压。

3.1  根据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程。操作规程中应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。

3.2  各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。

3.3  运行中的压力容器及其安全附件(如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等)应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经生产部经理批准，保护装置退出后，实行远控并加强监视，且应限期恢复。

3.4  除氧器的运行操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》(能源安保［1991］709号)的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。

3.5  使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应采取防止倾倒的措施；液氯钢瓶必须水平放置；放置液氯、液氨钢瓶、溶解乙炔气瓶场所的温度要符合要求。使用溶解乙炔气瓶者必须配置防止回火装置。

3.6  压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。

3.7  压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。

3.8  结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。

3.9  检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。

3.10  单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的自动调压和报警装置。

3.11  除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。

4  防止超速。

4.1  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危急保安器动作转速以下。

4.2  各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。

4.3  机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组起动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。

4.4  透平油的抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。

4.5  机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁起动。

4.6  正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。

4.7  在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。

4.8  在任何情况下绝不可强行挂闸。

4.9  机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自的变送器(传感器)，并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。

4.10  抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。

4.11  对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。

4.12  坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。

4.13  危急保安器动作转速一般为额定转速的110%±1%。

4.14  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。

4.15  数字式电液控制系统(DEH)应设有完善的机组起动逻辑和严格的起动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的条件。

4.16  汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。

4.17  电液伺服阀(包括各类型电液转换器)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、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。

4.18  主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，定期检查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。

4.19  要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。

4.20  严格执行运行、检修操作的规程，严防电液伺服阀(包括各类型电液转换器)等部套卡涩、汽门漏汽和何护拒动。

5 防止轴系断裂。

5.1  机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋。

5.2  运行100kh以上的机组，每隔3～5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年，寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。

5.3  新机组投产前、已投产机组每次大修中，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。

5.4  不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。

5.5  严格按超速度验规程的要求，机组冷态起动带25%额定负荷(或按制造要求)，运行3～4h后立即进行超速试验。

5.6  新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、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。

5.7  新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。

5.8  防止发电机非同期并网。

6  防止汽轮机大轴弯曲。

6.1  应具备和熟悉掌握的资料。

6.1.1  车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。

6.1.2  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。

6.1.3  机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

6.1.4  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。

6.1.5  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。

6.1.6  停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。

6.1.7  通流部分的轴向间隙和径向间隙。

6.1.8  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。

6.1.9  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、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止

6.1.10  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。

6.2  汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。

6.2.1  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。

6.2.2  大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。

6.2.3  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℃。

6.2.4  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℃。

6.3  机组起、停过程操作措施。

6.3.1  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。

6.3.2  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。

6.3.3  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，当确认转了弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。

6.3.4  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。

6.3.5  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。

6.3.6  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。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。

6.3.7  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。

6.3.8  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。

6.3.9  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。

6.3.10  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。

6.4  发生下列情况之一，应立即打闸停机。

6.4.1  机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。

6.4.2  机组运行过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

10.1.4.3  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0.080mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.260mm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，应立打闸停机。

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

6.4.5  机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。

6.5  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℃。

10.1.6  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φ76mm。

6.7  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。

6.8  门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。

6.9  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。

6.10  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 封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。

6.11  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。

6.12  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。

6.13  严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。

7 防止汽轮机轴瓦损坏。

7.1  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联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。

7.2  油系统进行切换操作(如冷油器、辅助油泵、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的变化，严防切换操作过程中断油。

7.3  机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。

7.4  在机组起停过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。

7.5  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。

7.6  油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必需按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。

7.7  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。

7.8  应避免机组在振动不合格的情况下运行。

7.9  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0.07～0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06～0.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。

7.10  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。

7.11  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。

7.12  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，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。

7.13  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。

7.14  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。

7.15  严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。