汽机运行反事故措施
汽机反事故措施
5.机组大修中，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。
6.机组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。
汽轮机组反事故技术措施
序号
措施名称
措施内容
责任单位
完成日期
一
防止汽轮机超速
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。
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，禁止机组启动和运行。
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.透平油和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。
5.机组大修后必须严格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。
6.正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，在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。
2.汽轮机起动前必须符合机组起动的条件，否则禁止起动。
3.机组起、停过程中严格按运行规程中的操作措施执行。
4.汽机保温要良好，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℃。
5.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°。
汽机安全事故案例学习反措
3、工作前工作负责人核对安全措施符合现场作业需求。
4、工作前由工作负责人对工作班成员进行安全交底。
5、需要在转动机械上工作时在安全措施全部执行完毕后，检修人员需确认安全措施有效落实，防止机械伤害。
完善班组培训工作，搞高班组全员安全技能水平。
某电厂1010储油罐火灾爆炸事故
1防范措施：
2任何工作开始前核对工作票所列设备内容及设备编号与就地设备一致后开始工作。
3现场使用的工作票严格执行公司工作票管理制度。
4严格执行风险等级管控及到岗到位制度，通知相应人员到场监护。
5培训员工消防基本常识，包括电气设备着火使用什么类型的消防器材，如何使用灭火器等。
某电厂614结合专业了解专业范围内的危化品的物理特性重点对氢气油酸碱等系统进行检查对泄漏点进行治理生产现场禁止存放易燃物2现场所有作业做好三级验收对所有缺陷的治理必须做到闭环管理
汽机安全事故案例学习反措
专业
汽机专业
学习时间
2018.06
某电厂4.11机械伤害事故
防范措施：
1、利用每周安全学习对专业人员进行安全知识培训，提高全员安全水平。
6.利用每周安全学习对专业人员进行安全知识培训，提高全员安全水平。
7、动火作业前测量动火区域内气体含量，合格后开始动火作业。
某风电场外塔筒转场3.26起重伤害事故
防范措施：
1、起重作业过程中指派人员在现场监护，并将吊装区域隔离。
2、加强现场负责人责任心教育，指派能胜任的现场负责人。
3、作业人员持证上岗，严格遵守操作规范。
汽轮机反事故技术措施
1概述防止转子自身缺陷的断轴事故防止大轴破损事故防止运行中汽缸进水造成的断轴事故防止机组严重超速防止大轴弯曲防止非同期合闸目录234567目录8防止烧瓦（包括推力瓦）事故9结束语火电厂的重大事故和特大事故被看成是洪水猛兽，人们无不谈虎色变,各级主管部门和有关的技术管理人员,多年来都在研究避免重大事故和特大事故、减少一般事故的措施。
为了防止汽轮机重大事故和特大事故的发生，电力系统出台了一系列的反事故措施和事故通报，有:《水利电力部（61）水电技程字第15号文》，附《防止汽轮发电机组超速事故》；有（水电部（86）电生火字第194号）文，《关于《防止20万千瓦机组严重超速的技术措施》》；水电部（86）电生火字第194号文《关于发送《20万kW机组严重超速事故的技术措施》》；水电部（85）水电生字第85号文关于大同第二电厂2号机组超速损坏事故的紧急通报。
关于秦岭电厂5号汽轮发电机组轴系断裂事故的通报。
河南省电力局关于新乡火电厂2号汽轮发电机组轴系损坏事故的初步报告；关于华东某电厂汽轮机飞车的信息通报（国家能源部物资公司电力技（1991）13号；防止汽轮机大轴弯曲、通流部分严重损坏和烧瓦事故的有水电部（85）电生火字第87号文和（86）基火字第69号文件附2；关于转发《防止20万kW机组高中压转子联轴器螺栓断裂事故的技术措施》的通知（（86）电生火字第236号）；防止转子断裂的有：汽轮发电机转子安全技术措施（水利电力部生产司、科技司（83）电生字第209号）。
还有其他关于转子监督的文件。
这些通报和文件的出台，说明了各级领导非常重视，对于防止汽轮机和发电机组的事故起了十分重要的作用。
事故的发生既有很多偶然的因素，也有很多必然的因素。
只有提高技术水平和管理水平，提高预防事故的意识，从已发生的事故中吸取教训，才有可能杜绝重大事故和特大事故。
二十五项反措中有关汽轮发电机组的部分是防止断轴事故、严重超速事故、大轴弯曲事故和轴瓦损坏事故。
汽轮机反事故措施
第十一章针对防止电力生产重大事故的二十五项重点要求制订的汽轮机反事故措施11.1 防止火灾事故11.1.1 发现油系统有漏油现象,应设法查明具体部位,能处理的联系检修人员及时处理。
11.1.2 主机轴承油文件或法兰结合面漏油,运行人员无法监视调整的,及时联系检修人员调整,若法兰结合面漏油无法处理的应采取打胶,接出漏油等临时措施。
11.1.3 发现漏油至热体上,并引起冒烟、明火等情况,运行人员应主动用附近的灭火器灭火,灭火后若明火或冒烟仍不能消除,应及时汇报值长联系厂消防队灭火。
若漏油至保温层内,应及时联系检修人员将浸油的保温层打掉或更换新的保温材料。
11.1.4 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。
11.1.5 禁止用铁器敲击氢系统的设备、管道、阀门等，严禁在氢气区内吸烟，严禁带火源进入氢气区。
11.1.6 在氢气系统附近进行明火作业时,工作开始前应认真测量氢气浓度，作业地点所测量氢气含氢量应在允许的范围内,并经批准后才能进行明火作业。
严格执行动火制度。
11.2 防止承压部件爆漏和压力容器爆破事故11.2.1 定期对除氧器、连排扩容器、高压加热器安全门的整定值进行校验。
11.2.2 凝结水或发电机内冷水水质不合格时,应及进行换水。
如确认凝结器铜管发生泄漏，应及时汇报，并联系检修人员处理。
11.2.3 200MW机组禁止使用高压缸排汽向辅助蒸汽联箱供汽。
11.3 防止汽轮机超速和轴系断裂事故11.3.1 定期活动主汽门、调速汽门和抽汽逆止门，发现卡涩现象及时汇报值长及有关专业领导决定处理措施。
11.3.2 机组启动前进行超速保护，电超速保护等模拟试验，机组运行中严禁将主机保护退出运行。
11.3.3 按规定进行危急保安器的注油试验、超速试验，主汽门、调速汽门严密性试验，若试验不合格，应查明原因，进行处理。
11.3.4 加强油净化装置的运行维护，按规定要求进行主油箱放水、油质化验工作，以保证油质良好。
汽机反事故措施
汽机运行反事故措施一.防止汽轮机进水的技术措施1.机组启动时，暖管必须充分，疏水必须彻底，尤其是主再热蒸汽系统，防止冲动时将疏水带入汽缸。
机组冲动参数必须满足规程要求；2.严禁低加满水运行，否则应立即查明原因，进行调整或处理；3.各抽汽逆止门必须动作可靠，保证严密性；启机前要对高低加抽汽逆止门进行关闭试验，运行中抽汽逆止门保护必须投入；4.低加疏水泵出口逆止门应动作可靠，关闭严密；5.高加汽水侧安全门必须好用；高加保护动作可靠并投入运行；6.轴封汽源的使用必须和金属温度相匹配，投入和切换时，必须进行充分疏水和暖管；7.汽缸、法兰和螺栓加热装置的加热蒸汽温度必须高于金属温度100--150℃；法兰螺栓加热装置投入前必须进行疏水和暖管；8.在机组启停和事故处理中，应注意加减负荷的速度，防止蒸汽带水造成事故；9.停机中，严格控制主再热蒸汽速度，防止蒸汽温度下降过快；10.滑停过程中，主蒸汽温度低于高压内上缸内壁35℃时，应停止降温降压和减负荷；11.滑停中，再热蒸汽温度低于主蒸汽温度时，应停止降温降压减负荷，必须保证主再热蒸汽具有50℃以上的过热度；12.机组解列前，应关闭给水泵二级抽头门，炉侧应解列减温水；13.机组解列前，应停止法兰、螺栓和汽缸加热装置；14.停机时，机组打闸前，汽缸本体疏水一定要关闭；15.工况变动时，应注意对旁路系统死区和蒸汽管道死区的积水排放；16.除氧器水位高报警应好用，避免除氧器满水进入汽缸；17.除氧器压力水位，每天要对照一次，冬季每班要对照一次，防止水位及压力不准造成事故；18.除氧器切换汽源要严格按规程进行，减负荷速度要控制在1MW/min以内，抽汽压力低于除氧器内部压力时要切换备用汽源；19.投轴封供新蒸汽前必须充分疏水，并控制供汽压力在0.2--0.3MPa，并记录投入前后汽缸温度、温差、偏心等数据，出现异常应立即进行分析和处理。
20.高加保护不好用，禁止投入高加运行；21.严格控制高低加水位除氧器和凝汽器水位在规定范围；22.机组停止后要严格监视汽缸金属温度，防止汽缸进水及冷汽。
汽机整套启动反事故措施
目录1.编制目的2.编制依据3.防止恶性事故发生的措施4.防止汽轮机超速5.防止汽轮发电机轴瓦损坏6.防止汽轮机大轴弯曲7.防止机组轴承出现过大振动8.防止油系统着火9.防止厂用电中断确保设备安全运行措施10.防止误操作事故1.编制目的为确保锅炉安全、可靠、经济的试运行，预防锅炉设备在启动调试过程中发生恶性事故，防止误操作而造成不应有的损失，特编写本措施。
2.编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》2.2《电业建设安全工作规程》（热力和机械部分）2.3 国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》3.防止恶性事故发生的措施3.1 严格的运行管理。
3.1.1 建立完善的运行、试运指挥系统，提高运行、维护人员的责任感和操作的正确性、分工明确，指挥统一。
3.1.2 在机组启、停过程中，出现的问题应认真检查和消除，原因不明不应盲目的启动。
必须确认正常后才能重新启动。
重大问题应由整套启动试运组总指挥或委员会研究决定。
3.1.3 启动工作要有详细记录，有重大操作，应记录操作过程和运行状态。
首次设备系统投入运行时应对运行人员进行技术交底。
3.1.4 首次整套启动过程中应由整套启动试运组统一指挥，运行人员在调试人员的指导和监护下完成具体操作。
安装人员在设备运行期间不得任意操作，运行和安装人员双方都有对设备精心维护的责任。
3.1.5 调试、运行和维护设备人员熟悉设备的位置、结构、原理、性能、操作方法和在紧急状态下处理事故的方法。
4.防止汽轮机超速4.1对油系统的要求4.1.1调节保安系统投入前必须有油质化验报告，只有在系统油质合格后，才允许投入调节保安系统。
4.1.2为防止油中进水，应确保汽缸与轴承之间的保温符合要求，汽封间隙调整适当，汽封压力调节器能正常投入，排烟风机运行正常，油箱负压达到规定值，汽封供汽温度调节范围不应过大。
4.1.3润滑油的油质必须合格，在油质不合格的情况下，严禁机组启动，在运行中亦要加强油质的检查工作，油系统中滤网应加强清扫工作，保持合格的油质。
汽机二十五项反措细则
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》300MW机组实施细则（试行）批准：审核：编写：霍煤鸿骏铝电公司自备电厂发电二分厂2008年10月10日目录1 防止人身伤害事故措施 (3)2 防止汽轮机火灾事故措施 (8)3 防止压力容器爆破事故措施 (11)4 防止汽轮机进水事故措施 (12)5 防止汽轮机轴承烧损事故措施 (13)6 防止汽轮机大轴弯曲事故措施 (16)7 防止汽轮机超速事故措施 (19)8 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故措施 (21)9 防止直接空冷系统结冻措施 (24)1 防止人身伤害事故措施1.1 通则1.1.1工作场所照明充足（包括手电筒），现场设施符合安全规程要求。
1.1.2工作人员工作时，必须穿好工作服，出控制室外必须戴好安全帽，长发必须盘在安全帽内。
工作人员进入生产现场禁止穿拖鞋、凉鞋，女工作人员禁止穿裙子、穿高跟鞋。
运行人员酒后和精神不振禁止上班工作。
1.1.3生产现场作业，杜绝无票作业和无票操作。
1.1.4认真搞好安全活动，提高安全意识杜绝违章现象发生。
开展安全培训教育，掌握现场急救和自救常识以及常见事故的预防掌握事故应急预案，尽量减少事故损失。
1.1.5一切生产活动必须严格执行《安全规程》及《运行规程》。
1.1.6真正做到“我不伤害自己，我不伤害他人，我不被他人伤害”的“三不伤害”原则。
1.2 防止机械伤害1.2.1禁止在运行中清扫、擦拭和润滑机械的移动和转动部分。
1.2.2清扫设备时，禁止带手套以及将抹布缠在手上，清扫卫生使用抹布不准乱甩。
擦拭转机时不准戴手套，不准把抹布缠在手上或手指上使用。
1.2.3检修工作开工之前，工作许可人与工作负责人共同检查安全措施正确，方可在工作票上签字履行发票手续。
1.2.4不准将工具及材料上下投掷。
1.2.5现场照明应充足，盖板及围栏应完整、齐全、坚固。
1.2.6转动机械的防护装置应完好，否则应及时联系处理。
操作中正确使用Ｆ板手，开关阀门应站在侧面。
汽轮机运行反事故措施
汽轮机运行反事故措施1、编制目的新疆天业120万吨化工项目配套自备电厂工程安装4台135MW汽轮发电机组。
为确保机组试运工作安全、顺利地进行，确保人身和设备的安全，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，特编制本措施。
2、编制依据2.1《反事故技术措施汇编》2.2《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》 DL/T834-20032.3《电力建设安全工作规程》 (火力发电厂部分)2.4《电力建设安全施工管理规定》2.5《质量、安全健康、环境管理手册》 (湖南省火电建设公司)3、调试质量目标确保在调试工作中不发生人身及设备事故，确保整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故。
4、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进行阐述。
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：4.3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，防止爆炸，防止误操作等事故的发生。
2.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。
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，把重大错误消除在整组启动之前。
在机组试运过程中，应经常巡回检查，发现缺陷及时消除。
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。
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。
燃气机组典型事故案例分析及基建生产期反事故措施
燃气机组典型事故案例分析及基建生产期反事故措施为了确保燃气机组安装、调试、运行期间安全生产，有效控制事故发生，把好安全生产这个关口，从在役燃气机组投运以来发生的故障案例中，选择了部分典型案例作为培训学习。
目的是希望燃气电厂相关人员能以身边发生的这些不安全事例为借鉴，举一反三、深刻反思、吸取教训、改进工作、加强管理、提前预控，做好详细的防范措施，避免类似事故再次发生。
反事故措施目录表第一章燃机系统案例1：#7叶片通道温差大自动停机1、经过:2006年8月3日℃，超过了设计的25℃，时间超过30秒，控制室来“BPT温度偏差大”信号，机组自动停机以保护燃机。
8月7日8时17分启动，8时53分并列。
2、原因分析：1）2005年11月份调试期间曾出现#7叶片通道温度高现象，报警值由20℃调到23℃，自动停机值、跳闸值未做改动。
其他叶片通道温度报警值维持20℃不变。
2）由于日方技术人员在对BPT温差定值进行调整时，考虑不周，设定值偏低（自动停机BPT温差定值实际是25℃，定值最高可小于40℃）导致自动停机。
3、防范措施：1）在控制系统中，修改燃机负荷35MW-65MW阶段的#1-20BPT温差定值（尤其#7BPT在启动期间报警由原来的23℃提高到30℃，自动停机由原来的25℃提高到33℃，跳闸由原来的30℃提高的35℃）。
2）其他19个BPT温差定值，在燃机负荷35MW-65MW启动期间报警由原来的20℃提高到25℃，自动停机由原来的25℃提高到30℃，跳闸保持原来的35℃。
案例2：燃烧器压力波动高高#1燃机跳机1、经过：2006年10月5日20时14分，#1燃机来“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”光字牌。
通知维护部检修班人员到场检查，之后此报警频发。
23时02分，来“燃烧器压力波动高高跳闸”光字牌（经查为#6、#7燃烧器压力波动高高），#1燃机跳闸。
停机后，技术人员查找压力传感器、信号回路未见异常，经与网局调度协商于6日2时50分#1燃机启动，3 时21分转速3000r/min观察，未见异常，于3时49分机组并列。
汽机反事故 精品讲义
6.各专业人员应主动、密切配合，熟悉彼此之间的设备 关系，主动协作。
河南第一火电建设公司调试公司汽机调试专业室
汽机整套启动调试
7.发生有危害设备和人身安全的事故时，运行人员应当 立即果断的把事故机器停下来，然后再逐级上报，防止 耽误时间，扩大事故。
河南第一火电建设公司调试公司汽机调试专业室
汽机整套启动调试
防止高温烫伤
1.操作压力管道阀门时，应站在侧面，并看好躲避的退
路。 天富北热电给水泵出口电动门正在运行，泵出口电
动门盘根突然泄漏。
2.冲洗水位计时，应站在水位计的侧面，打开阀门时应
缓慢小心。
3.应尽可能避免靠近和长时间停留在可能受到烫伤的地
汽机整套启动调试
防止火灾
1.常见的火灾一，油系统漏油至未保温或保温不良的部 件或管道，引起着火事故。大多数是由于油系统或其它 高温设备系统设计不合理或制造不良、安装不正确引起 的。 2.常见的火灾二，木头、电线、电缆等靠近运行中部件 而着火。由于检查不周或疏忽大意造成。
3.原则，从根本上杜绝引起火灾的漏洞，准备有效的检 查和灭火手段。
方，如汽、水管道的法兰盘、阀门、安全门、除氧器、
热交换器等处，如需长时间停留，必须做好安全措施。
4.工作服禁止使用尼龙、化纤混纺的衣料制作，以防工
作服加重燃烧。接触高温物体时，应戴手套和穿专用防
护工作服。
5.设备管道表面温度高于50℃时，应在经常操作、维修
的设备和管道处做保温措施。
河南第一火电建设公司调试公司汽机调试专业室
调试公司汽机室培训教材
汽机反事故措施
河南第一火电建设公司调试公司汽机调试专业室
国家电网公司发电厂重大反事故措施(汽机专业)
9.2.11 停机后应立即投入盘车。当盘车电流大于正常值、摆动较大或盘车有异音时， 应查明原因及时处理。当发生严重动静摩擦不能投入连续盘车时，应做好转子停止 盘车时的位置标记和时间记录，关闭汽缸所有疏水，控制上、下缸温差，在汽机前 箱处安装千分表监视转子弯曲度，定期手动盘车180°，确认摩擦消除后投入连续 盘车。 9.2.12 停机后因盘车装置故障暂时停止盘车时，应参照9.2.11的要求，迅速关闭汽 缸所有疏水，控制上、下缸温差，监视转子弯曲度变化并做好转子位置标记和记录。 根据转子温度和弯曲情况，可试验采用手动定时盘车180°，待盘车正常、弯曲恢 复后及时投入连续盘车，禁止强行盘车。 9.2.13 机组停机后，应加强监控凝汽器、高压加热器、低压加热器和除氧器水位， 防止发生满水进入汽轮机。 9.2.14 锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验不得同时进行。当汽轮机处于热状态 下，禁止对锅炉进行打水压试验。 9.2.15 当机组停机但给水泵仍运行时，应特别注意防止高旁减温水泄漏并经过高排 返回高压缸。
国家电网公司 发电厂重大反事故措施 （汽轮机部分） 汽轮机部分）
华北电力科学研究院有限责任公司汽轮机研究所 伍小林 2008年 2008年2月16日 16日
目
一． 二． 三． 四． 五． 六．
录
从二十五项反措到国网公司反事故措施 第八章 防止汽轮机超速事故 第九章第一节 防止汽轮机轴系断裂事故 第九章第二节 防止汽轮机大轴弯曲 第九章第三节 防止汽轮机轴瓦损坏 第九章第四节 防止汽轮机叶片和围带损坏
9.1.7 应重视开展汽轮机、发电机转子中心孔探伤检查工作。新建机组制造厂应提 供完整的中心孔探伤检验报告，否则应在投产前进行无损探伤检查。制造厂未提供 检验报告且投产前未检查的在运机组，应在最近一次A级检修中进行探伤检查。运 行时间达到10万小时的机组，应对中心孔进行复查。如机组出现可能危急转子寿命 的非正常运行工况，应做好进行中心孔探伤检查的措施。 9.1.8 在对转子进行转子外表面的高应力部位表面探伤检查和金相、硬度的抽查时， 检查部位应不影响转子的安全性能。 9.1.9 机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行全面检查。A级检修中应对隔板变形情 况进行检查，其最大累计变形量不得超过轴向间隙的1/3。 9.1.10 机组调速系统的调节性必须符合相关技术规范的要求，特别是避免并网状态 下负荷及调速汽门大幅度摆动。调速汽门发生大幅度摆动，必须及时采取措施，消 除摆动。 9.1.11 发电机外部故障不联跳汽轮机的机组，高、中压调速汽门均应具备连续调节 功能，机组甩负荷时中压调速汽门应能够连续控制中压缸进汽量。
002汽机整套启动反事故措施
目录1.编制目的2.编制依据3.防止恶性事故发生的措施4.防止汽轮机超速5.防止汽轮发电机轴瓦损坏6.防止汽轮机大轴弯曲7.防止机组轴承出现过大振动8.防止油系统着火9.防止厂用电中断确保设备安全运行措施10.防止误操作事故1.编制目的为确保锅炉安全、可靠、经济的试运行，预防锅炉设备在启动调试过程中发生恶性事故，防止误操作而造成不应有的损失，特编写本措施。
2.编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》2.2《电业建设安全工作规程》（热力和机械部分）2.3 国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》3.防止恶性事故发生的措施3.1 严格的运行管理。
3.1.1 建立完善的运行、试运指挥系统，提高运行、维护人员的责任感和操作的正确性、分工明确，指挥统一。
3.1.2 在机组启、停过程中，出现的问题应认真检查和消除，原因不明不应盲目的启动。
必须确认正常后才能重新启动。
重大问题应由整套启动试运组总指挥或委员会研究决定。
3.1.3 启动工作要有详细记录，有重大操作，应记录操作过程和运行状态。
首次设备系统投入运行时应对运行人员进行技术交底。
3.1.4 首次整套启动过程中应由整套启动试运组统一指挥，运行人员在调试人员的指导和监护下完成具体操作。
安装人员在设备运行期间不得任意操作，运行和安装人员双方都有对设备精心维护的责任。
3.1.5 调试、运行和维护设备人员熟悉设备的位置、结构、原理、性能、操作方法和在紧急状态下处理事故的方法。
4.防止汽轮机超速4.1对油系统的要求4.1.1调节保安系统投入前必须有油质化验报告，只有在系统油质合格后，才允许投入调节保安系统。
4.1.2为防止油中进水，应确保汽缸与轴承之间的保温符合要求，汽封间隙调整适当，汽封压力调节器能正常投入，排烟风机运行正常，油箱负压达到规定值，汽封供汽温度调节范围不应过大。
4.1.3润滑油的油质必须合格，在油质不合格的情况下，严禁机组启动，在运行中亦要加强油质的检查工作，油系统中滤网应加强清扫工作，保持合格的油质。
火力发电厂 汽轮机反事故措施
火力发电厂汽轮机反事故措施目录1.防止汽轮机烧瓦事故的技术措施2.防止汽轮机严重超速的技术措施3.防止汽轮机组大轴弯曲的技术措施4.防止汽缸进冷汽冷水的技术措施5.防止油系统着火技术措施6. 防止除氧器超压爆破的技术措施1.防止汽轮机烧瓦事故的技术措施1.1.1机组检修后启动前，在冷油器充油和油系统投运前，各油箱油位应符合规程要求，并将各冷油器充油后，将冷油器进出口油门开启。
1.1.2油质不合格或机组启动时油温低于30℃时禁止机组启动。
正常运行油温控制在35至45℃。
1.1.3直流油泵的直流电源系统应有足够的容量（至少满足该泵维持60分钟以上的额定负荷）。
1.1.4任何一台油泵工作失常时，禁止机组启动。
1.1.5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、指示正确。
1.1.6投盘车前开启盘车油门、顶轴油泵，大修后需确认大轴顶起高度为0.02mm以上。
1.1.7机组启动中应及时调整油温，严禁油温大幅度摆动。
1.2机组运行中1.2.1运行中油系统进行切换（如冷油器、辅助油泵、滤网等），必须在汽机班长的监护下按操作标准进行操作，操作中必须排尽各处空气并严密监视润滑油压的变化。
1.2.2在班长的监护下，按照定期工作要求，定期辅助油泵的开停试验。
试验结束后，备用油泵的出口门必须在开启状态。
1.2.3每次开机之前，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，禁止低油压保护退出。
1.2.4各油箱油位保持正常，主油箱滤网前后油位差达100mm时，即时进行清理。
润滑油高位补充油箱必须充满合格的润滑油。
1.2.5保持润滑油压的最低值（在8米平台现场开机盘显示数值）在0.1以上。
任一轴瓦的进口油压值，不小于0.06兆帕。
1.2.6发现下列情况之一者，应立即停机1.2.6.1推力轴承温度高110℃。
1.2.6.2支持轴承温度高110℃。
1.2.6.3轴承冒烟1.2.6.4润滑油压低0.06Mpa，同时直流油泵联起。
汽轮发电机反事故技术措施
汽轮发电机反事故技术措施一、防止发电机定子绕组短路???????1、防止定子绕组端部松动引起相间短路。
???????造。
若发现定子绕组端部结构有松动现象，除应重新紧固外，还应仔细进行振动模态试验，确认固有频率已达到规定值(避开94-115Hz)，根据测试结果确定检修效果。
???????2、防止定子绕组相间短路。
???????????加强对发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管、水接头等处绝缘的检查。
按照《电力设备预防性试验规程》(DIJT596-1996)，对定子绕组端部手包绝缘加直流电压测量，不合格的应及时消缺。
”???????发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处是发电机机???????因此，防止转子匝间短路故障主要措施：首先，应改善转子匝间绝缘的制造工艺，提高转子匝间绝缘的质量水平。
其次，应加强转子在制造、运输、安装及检修过程中的管理，防止异物进人发电机。
因为转子匝间绝缘比较薄弱，即使在制造、成转子匝间短路。
?????????????????????构压力低于规定值，导致分合闸闭锁；机构分合闸阀系统有故障；分闸一级阀和逆止阀处有故障。
特别是每相独立操作时，机构更易发生失灵。
三相用一个操作机构的断路器，油、气管配置不恰当，也会引起断路器非全相运行。
弹簧机构的弹簧未储能或未储足，弹簧储能锁扣不可靠等有故障。
断路器传动部分的故障主要有系统所用元件的材料性能不好；电磁操作阀针杆生锈、卡死，行程不够、偏卡；传动机构连接部分脱销，连接松动等。
断路器本体主要故障可能是动静触头松动，接触不好，行程调整不好等。
基于以上情况，可以在加强设备维护，注意操作方式等方面加以防止，以保证断路器正常健康的运行。
????????防止非全相运行的措施销钉、24h 内，在室外温度低于10℃及以下时，应投入加热驱潮装置。
上述季节室外温度在－10℃～＋10℃之间变化过程中，如果温差变化达到10℃，或断路器较长时间未分、合闸过，应在断路器投入系统前做投切试验，认为良好时再投入系统。
汽机专业常见反事故技术措施
2.18 停机后应认真监视凝结器、除氧器水位及汽缸金属温 度的变化,防止凝结器或除氧器进水进入汽轮机,造成转子弯
曲。 2.14 停机后应检查再热器减温水门和一级旁路减温水门是 否关闭严密。 2.20 汽轮机在热状态下，锅炉不宜打水压，如确需打水压 时，应采取有效措施，开启主蒸汽管及A、B侧高压主汽门 前疏水门，防止水漏入汽轮机。
1.1.4 机组冲转到3000r/min时必须作注油试验,动作油压应小 于：( #1机为：0.21MPa ) 1.1.5 机组冲转到3000r/min时在CRT上远控打闸一次,检查高 中压主汽门及高排逆止门关闭正常。
1.1.6主汽门、调门的严密性试验必须每年一次（合格标准按 汽门严密性试验标准检查）。
3.7.4 切换冷油器时必须和司机保持密切的联系，司机应加强 对油压、油温和油流的监视，油压不正常时立即启动直流润 滑油泵维持油压。
3.7.5 为避免冷却水漏入油中，运行中应经常保持通过冷油器 的油压大于水压，在铜管泄漏的情况下，当冷油器停用时， 水仍有可能漏入油侧，因此在投入冷油器前必须将油侧存水 排尽。 3.8 辅助油泵 3.8.1 运行中汽轮机的辅助油泵极其自启动装置应定期进行试 验,保持经常处于良好状态,每次停机前也应进行辅助油泵试转。 3.8.2 汽轮机启动冲转全速后,停用辅助油泵时，确定主油泵已 工作正常、能维持油压后，才能停下辅助油泵，防止由于主 油泵失灵（如汽化、漏入空气）而突然发生失油现象。
行中发生油系统漏油现象的紧急处理方法。 3.6.2 每日早班进行主油箱油位核对。 3.6.3 主油箱内的回油滤网、冷油器滤网及油净化装置应定 期加以清洗。 3.6.4 在运行中清洗油滤网时，应由合格的人员担任工作， 并由指定的人员监护。 3.6.5 运行中发现轴承油流不正常，或者轴承油压逐渐下降 或主油箱油位上升的情况时，必须查明原因进行处理。 3.6.6 油系统内的阀门都应有标号，对于平时不应操作的阀 门，应加锁或采取其他防止误操作措施。
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汽机运行反事故措施第一、五项重点事故的防止措施一、防止机组超速1 各种超速保护必须投入运行。
.2 机组启动前，用模拟方式进行机组各通道电超速保护试验，超速保护不能正常动作时，禁止将机组投入运行。
.3 测试机组各汽门关闭时间，并应符合设计要求，确认高、中压主汽门、调节汽门及各段抽汽逆止门均能迅速关闭，并严格按规程规定做好上述汽门的定期活动试验。
.4 机组做真实超速前，必须先做手动打闸试验，确认就地和远方打闸试验合格后，允许做超速试验，并设专人负责就地和远方打闸按钮。
.5 正常停机时，在打闸前，应先减负荷至5%额定负荷左右，再将发电机解列，或采用发电机逆功率保护解列。
6 坚持进行调节系统静态特性试验，使各项试验指标符合设计要求，静态试验不合格必须进行调整。
.7 保证EH油及润滑油油质清洁，无水无杂质。
.8 保证蒸汽品质良好。
.9 在机组安装或大修后，危急保安器解体或调整后，停机一个月以后再次启动时，机组进行甩负荷试验前，均应进行危急保安器动作试验。
10 机组启停期间，注意旁路系统的运行状态，避免旁路系统的误操作11 机组每运行2000小时后应进行危急保安器充油试验和机械超速保护试验12 机组在正常运行时超过3600r/min，应立即打闸停机二、防止机组断油烧瓦1 机组各油泵电源可靠，必要时交流辅助润滑油泵接一路临时施工电源。
2 安装和检修后要彻底清理油系统，保证油质清洁。
3 调整好轴封供汽，防止油中进水。
4 机组启动前必须进行油泵低压联动试验。
直流油泵带负荷启动试验，试验不合格禁止启动。
5 运行中严密监视油箱油位，润滑油压力，轴瓦温度及回油温度，油箱油位、润滑油压力和温度异常时，应按规程规定及时处理。
6 油系统切换操作时，按工作票顺序谨慎进行操作，严密监视油压变化情况。
7 机组正常运行时，支持轴承温度达到113℃，推力轴承温度达到107℃，应立即打闸停机8 正常停机时，应先试转直流润滑油泵，再启动交流润滑油泵，再打闸停机，并设专人监视润滑油压和轴瓦温度。
.9 正常运行时，还应密切注意机组的轴向位移，以防止推力瓦烧损三、防止汽机大轴弯曲1 启动前按规定连续盘车。
2 启动前必须检查轴挠度，上下缸温差，轴向位移等，不具备启动条件严禁强行启动。
3 轴系监视及保护装置调试完好，并投入运行。
4 启动升速过程中，在2900r/min以下，机组转子过临界轴振超过254ｕm应自动停机。
若自动停机失灵或非临界转速轴振超过130ｕm时，立刻手动停机。
5 启动过程中，如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火，应立即手动停机，停机后认真分析原因，根据情况采取针对措施方可慎重再次启动。
6 严禁机组在临界转速下停留或保持。
7 若停机后，汽缸温度在150℃以上，电动盘车故障时，应严格按规程规定进行手动盘车。
8 若转子出现热弯曲，电动和手动盘车均不成时，严禁强行盘车。
9 轴封供汽管道应有良好的疏水系统并有可靠的防止水和冷汽进入汽封的措施。
机组热态启动时，应注意轴封温度与金属温度相匹配，轴封管路经充分疏水后方可投汽。
四、防止汽缸进水1 机组启动前，本体及蒸汽管道的各疏水阀水位联锁保护试验应正常进行，并应合格好用且投入运行2 启动中汽温在10分钟内上升或下降50℃，或稳定运行时汽温急剧下降50℃时，应打闸停机。
3 启动运行中，若主再热汽管道阀门门杆冒白汽时，应打闸停机。
4 经常检查汽缸上﹑下缸温差，发现异常时，应及时判断处理。
5 严格控制轴封供汽温度，防止轴封供汽带水或轴封供汽管积水。
6 各级加热器的水位保护联锁试验必须合格好用，正常投入，注意启停及运行中各加热器的水位调整和排放，防止抽汽系统向汽缸返水。
7 启停中，做好疏水系统的调整和检查，注意疏水扩容器水位，防止疏水系统向汽缸返水。
8 停机后，应监视凝汽器水位，以防凝汽器满水倒灌如汽缸。
五、防止汽机油系统着火1 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。
2 严禁火种带入油区，油区严禁吸烟，油管道法兰﹑阀门及可能泄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 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。
4 做好油系统与其它易燃易爆气体的隔离。
5油区附近配备足够的消防装置，并定期进行检查维护。
6 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。
7 加强防火观念，经常巡视检查，出现火情，及时发现及时扑灭。
8 机组油系统出现火情，根据情况，及时汇报处理。
第二、十项防范预防措施一、凝结水泵不打水问题1、引起凝结水泵不打水问题的主要原因有：1.1凝结水水质较差，造成凝结水泵入口滤网堵塞；1.2凝结水泵盘根以及吸入端漏空气严重，同时密封水密封效果不好，造成凝结水泵吸入端负压侧漏空气；2预防措施：2.1凝结水系统试运初期，必须进行一定时间的凝结水系统冲洗及冲洗后清扫，保证凝结水水质良好；2.2对凝汽器汽侧以及凝结水泵入口滤网在试运期间定期清扫；2.3 对凝结水泵入口负压侧进行检漏，保证密封效果。
二、.低压缸排汽温度高问题1 问题出现的原因：1.1凝结水水质不好；1.2 低压缸喷水减温系统的滤网与喷头尺寸不配合。
1.3 机组在全抽状态下运行时间较长。
2 预防措施：2.1.首先保证凝结水水质良好；2.2.在低压缸喷水减温阀管路上保证滤网与低压缸内喷头的尺寸相对应，避免喷头的堵塞；2.3 在试运期间，定期在停机后，应对低压缸内的减温水系统的滤网和喷头进行清扫，以保证喷头的雾化效果；2.4 在运行中，运行人员应严密监视低压缸排汽温度，当排汽温度达到报警值（79℃）时应首先增加减温水量，以保证排气喉部温度的降低；2.5 增加电负荷，减少抽汽量；2.6 当排汽温度达到121℃值时应立即打闸停机；2.7 确保射水箱、射水泵运行正常。
三、循环水泵液控碟阀误关问题1 出现的问题：1.1 循环水泵出口液控碟阀在循泵运行时无故自行关闭。
2 预防措施：2.1 保证液控碟阀开关电磁阀的可靠电源，严禁无故失电或接线不牢造成虚接现象；2.2 保证CRT反馈与就地开关位置相符，以利于监视和及时采取相应措施，避免误操作；2.3 正常运行时蓄能器应正常投入，定期检查蓄能器。
四、给水泵的机械密封问题.1 出现问题的主要原因有：1.1 CHTC-5/6型给水泵是沈阳水泵厂引进新技术，设计制造的新产品。
其机械密封装置的设计仍有不完善之处，表现在机械密封动环无卡槽，泵运行后，动环窜动与静环碰磨，石磨环炸碎；1.2.由于给水泵最小流量阀卡涩，给水泵在低负荷运行时汽化，在机械密封的动环与静环之间无法形成水膜。
动环与静环摩擦，进水后引起石磨环炸碎或变形；1.3 由于给水泵在特殊工况下，带负荷过快，造成给水泵轴向位移瞬间增大。
机械密封动环与静环碰磨，严重时造成给水泵推力瓦及平衡盘磨损。
2. 预防措施：2.1 从设计上保证动环和静环设计的合理性；2.2 在安装工艺上保证最小流量阀灵活且在运行过程中不发生卡涩现象；2.3 在带负荷过程中应尽量保证负荷平滑升降；2.4 在运行过程中，运行人员应严密监视给水泵最小流量阀的动作情况。
五、电动给水泵保护动作频繁问题1 引起电动给水泵保护动作频繁问题的主要原因有：1.1 液力偶合器轴承温度和液力偶合器工作油冷油器入口温度高保护动作。
2 预防措施：2.1 安装公司应严格按照设计来进行接线，严防接线错误；2.2 电动给水泵启动前逐项进行各保护试验，保证每项试验合格好用，并正常投入。
2.3 保证电动给水泵的润滑油及工作油冷却器正常有效地投入。
六、凝结水流量超标问题1出现问题的主要原因有：1.1 凝结水再循环旁路门手动截门漏泻严重；1.2 凝结水再循环气动调整门不能正常投入。
2预防措施：2.1 凝结水再循环旁路门及各减温水阀门进行彻底的研磨，保证各截止门无漏泄；2.2 凝结水再循环调整阀能够正常投入，自动调节无误。
七、机组真空偏低问题1 出现问题的原因为：1.1 凝汽器真空系统的漏泄；1.2 给水泵汽轮机排汽碟阀的不严密；1.3 主/再热蒸汽管道疏水阀热态卡涩，凝汽器热负荷增大；1.4 轴封加热器疏水系统不合理；1.5 凝汽器铜管脏，换热差；1.6 #5、#7低压加热器正常疏水不畅，事故疏水参与调节，增加了凝汽器的热负荷；.1.7真空泵电流频繁摆动，影响真空泵的出力，其主要原因可能是真空泵轴端密封漏汽以及抽空气管布置不合理问题，因长期运行，抽空气管道积水，引起汽水分离器水位变化。
2 预防措施：2.1 对真空系统进行彻底的检漏，可采取对凝汽器和疏水扩容器进行泡水的办法，或者采取用氦质谱检漏仪对真空系统进行检漏；2.2 解决主/再热蒸汽管道疏水阀卡涩问题，以及加热器疏水问题，以减少凝汽器的热负荷；2.3 对轴封加热器疏水系统进行改造，保证轴封系统的可靠性；2.4 保证胶球系统正常投入，改善铜管的换热效果；2.5 对小机排汽碟阀进行检修，保证无漏泄；八、机组润滑油油中带水问题1 出现问题的原因是：1.1 主汽供轴封的主路，旁路电动门关不严，引起轴封母管压力超标严重，蒸汽通过油档进入油系统；1.2 高中/低压缸轴封间隙可能不合适；1.3 真空不稳定。
2 预防措施：2.1 取消主汽供轴封旁路系统，同时对主汽供轴封主路电动门进行彻底的检修，保证该阀的严密性；2.2 确保机组系统真空稳定；2.3 确保高中/低压缸轴封间隙和油档间隙符合设计要求。
九、高加疏水系统问题1 出现问题的原因为：1.1 高加水位保护的一次元件—液位罐，可靠性差，多次误发信号，引起高加动作；1.2 高加的疏水系统在额定工况下，疏水调节阀已全开，没有调节余度。
2 预防措施：2.1 对高加疏水液位罐加强冲洗；2.2 保证加热器水位保护及联锁试验正常好用，投入运行。
十、机组启停机过程中润滑油压偏低问题1 出现问题的原因：1.1 油管路的逆止阀卡涩2 预防措施：2.1 检修油管路逆止阀，保证逆止阀关闭严密和灵活；2.2 启停机时严密监视润滑油压，紧急情况下，启动直流油泵，以保证润滑油压值。
浙江永泰热电厂。