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。