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1、热电厂汽机机组异常运行及事故处理6.1事故处理原则：6.1.1机组发生事故时，运行人员应按“保人身、保设备、保电网”的原则进行处理，迅速解除对人身和设备的危害，必要时立即解列发生故障的设备；事故处理应迅速、准确、果断。6.1.2机组发生故障时，运行人员应坚守本职岗位，根据仪表指示和设备外部象征，迅速正确地查清事故的原因、性质、发生的部位和事故影响范围，并迅速处理事故，首先解除对人身、设备及电网的威胁，防止事故扩大；隔离故障设备，保证未损坏设备、系统的正常运行，并向上级汇报。6.1.3处理事故时，各专业岗位应在值长或单元长的统一指挥下，密切配合，全面、迅速、准确地处理事故，每一步处理过程尽可能汇
2、报值长，并听取上级的指导，正确执行。同时，值长应及时将故障情况通知非故障机组或单元，使各岗位做好事故预想，并判明故障性质和设备情况以决定机组是否可以再启动恢复运行。6.1.4事故发生在交接班过程中，应停止交接班，由交班的人员应继续进行处理，接班的运行人员可在交班者同意下协助消除故障，直到机组恢复正常运行状态或接到值长的接班命令为止，再按交接班程序进行交接班。6.1.5非当值人员到达故障现场时，未经当值值班员或值长同意，不得私自进行操作或处理，当发现确实危及人身或设备安全时，可采取措施处理后及时报告当值值班员。6.1.6在发生本规程内没有列举的事故现象时，运行人员应根据自己的知识和经验分析判断，
3、主动采取对策，果断处理并及时汇报。6.1.7各级专业管理人员在机组发生事故时，应尽快赶赴现场，根据事故性质给予运行人员必要的指导，但这些指示不应和值长命令相抵触。6.1.8处理完毕后，各岗位要对事故发生时的现象、事故发生时间、地点、及处理措施、经过及处理过程中的有关数据，真实详细地记录在值班记录本上，以便分析事故时用，交班后应认真地总结和分析并吸取经验教训。6.2事故停机6.2.1发生下列情况之一时，机组应立即破坏真空紧急停机：6.2.1.1机组发生强烈振动，瓦振达0.1mm以上；轴振达0.25mm。6.2.1.2汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声。6.2.1.3汽轮机发生水冲击或主、
4、再热蒸汽温度10分钟内急剧下降50以上。6.2.1.4任一轴承断油、冒烟或回油温度升至75。6.2.1.5任一支持轴承金属温度升至115或推力轴承金属温度升至110。6.2.1.6轴封或挡油环严重摩擦，冒火花。6.2.1.7润滑油压低至0.039MPa，启动交、直流油泵无效。6.2.1.8主油箱油位降至低油位停机值以下，经补油无效。6.2.1.9油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全时。6.2.1.10轴向位移超过+1.2mm或-1.65mm，而轴向位移保护装置未动作。6.2.1.11汽轮机转速超过3360r/min，而危急遮断器不动作。6.2.1.12发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸
5、时。6.2.1.13高压缸排汽温度420而保护未动作。6.2.1.14汽轮机断叶片。6.2.1.15高中压缸、低压缸胀差增大，调整无效超过极限值6.2.2发生下列情况下之一时，机组应立即不破坏真空故障停机：6.2.2.1凝结水泵故障，凝结器水位过高，而备用泵不能投入。6.2.2.2主、再热蒸汽管破裂，危及机组或人身安全时。6.2.2.3 DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行。6.2.2.4机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15分钟。6.2.2.5发电机定子冷却水流量35t/h时间超过30s,断水保护不动作。6.2.2.6机组处于电动机状态（汽轮机无蒸汽）运行时间超过1分钟。6.2.2.
6、7油系统严重漏油无法维持运行时。6.2.2.8EH油压下降至7.8MPa以下保护未动作。6.2.2.9在额定负荷下，主、再热汽温上升到557或下降至430，经调整无效时。6.2.2.10低压缸排汽温度110调整无效时。6.2.2.11凝结器压力升至19.7kPa以上（凝结器真空快速降至-80.3kPa以下）。6.2.3破坏真空紧急停机操作步骤：6.2.3.1立即手按停机按钮，检查发电机负荷到零、解列，检查高中压自动主汽门及调速汽门、供热蝶阀、抽汽逆止门、高排逆止门、抽汽供热逆止门、抽汽供热电动门均已关闭，机组本体、抽汽管道疏水、BDV阀自动开启。6.2.3.2检查交流油泵联锁启动，否则，手操启
7、动，检查润滑油压正常，同时确认机组转速下降。6.2.3.3全开真空破坏门，停止真空泵运行（循环水中断可不开破坏门）。6.2.3.4禁止投入低旁运行，关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器的所有排汽疏水（水冲击除外）。6.2.3.5检查启动电泵，维持汽包水位。6.2.3.6维持除氧器在正常水位。6.2.3.7将轴封汽源切换至辅汽或主蒸汽。6.2.3.8关闭高压调门门杆漏汽门至三抽手动门。6.2.3.9低压缸喷水应自动投入，否则手动投入。6.2.3.10凝泵运行正常，注意调节凝结水母管压力及除氧器、凝结器水位正常。6.2.3.11转速降至1150r/min时应启动顶轴油泵。6.2.3.12注意机组惰走情况，
8、真空到零，转子静止，停运轴封汽，投入连续盘车，记录盘车电流、大轴晃动值及惰走时间。6.2.3.13在转速下降的同时，对机组进行全面检查，仔细倾听机组内部声音。6.2.3.14完成停机后的其它操作。6.2.3.15循环水中断不能立即恢复循环水。6.2.4不破坏真空故障停机步骤：6.2.4.1迅速减负荷至零，启动交流油泵运行正常，打闸停机。6.2.4.2根据情况，调节投入旁路系统（若需要停机不停炉）。6.2.4.3除不破坏真空，其它操作均按紧急停机过程处理。6.2.4.4非保护动作停机，应先启动交流油泵并确认运行正常后，再打闸、解列。6.2.4.5重新恢复机组运行前，应进行全面检查，并做好启动前的
9、准备工作。6.3汽轮机水冲击6.3.1主要危害：引起汽缸变形、动静间隙消失发生碰磨、大轴弯曲等。6.3.2现象：6.3.2.1主蒸汽或再热蒸汽温度短时间内急剧下降，过热度减小，蒸汽管道法兰、汽门结合面、门杆、汽轮机轴封等处冒白汽或伴随有尖叫声。6.3.2.2高、低压胀差明显变化（负值方向增大）。6.3.2.3蒸汽管道、抽汽管道发生振动并有水冲击声，抽汽管道上、下壁温差增大，抽汽管道上防进水装置发报警信号。6.3.2.4汽轮机轴向位移增大，推力瓦温及推力轴承回油温度升高，光字牌“汽机轴向位移大”报警。6.3.2.5机组发出异常声音，振动急剧增大，同时报警。6.3.2.6汽机上下缸温差增大，汽缸内
10、有水击声。6.3.2.7负荷下降或摆动。6.3.2.8盘车状态下盘车电流增大。6.3.3原因：6.3.3.1锅炉调整不当，造成汽包满水或汽水共腾。6.3.3.2高旁减温水误开或减温水调整不当导致蒸汽温度急剧下降。6.3.3.3汽机暖管疏水不充分或管道疏水不畅。6.3.3.4加热器满水，对应抽汽逆止门关不严，疏水倒回汽轮机。6.3.3.5除氧器满水沿轴封一档漏汽四抽管道流入轴封及汽缸。6.3.3.6轴封供汽或抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。6.3.3.7其他原因造成的蒸汽带水。6.3.3.8 DEH或一次测温元件故障。6.3.4处理要点：6.3.4.1密切注意主、再热汽温等各超限值变化趋势
11、，查找原因并进行处理，一旦确认发生水冲击或超限值达到停机值，立即破坏真空紧急停机。6.3.4.2打闸前，如发现主蒸汽温度下降过快或汽包满水，则联系锅炉迅速调整；如因某台加热器满水而导致水冲击，则应立即解列该加热器，关闭对应的抽汽逆止门和电动门，解列、隔离故障加热器。6.3.4.3打闸后，立即开启主、再热蒸汽管道疏水，一、二级旁路管道疏水、高排逆止门前后疏水、及本体、导汽管道、调门、抽汽管道等疏水门。6.3.4.4汽轮机盘车期间发现进水，应立即检查切断进水源、充分疏放水，同时加强汽轮机内部声音，转子偏心度，盘车电流等的监视，必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。6.3.4.5汽轮机升速
12、过程中发现进水，应立即停机，充分疏水，进行连续盘车至恢复正常。6.3.4.6汽轮机运行中进水监视报警时，如高排管道疏水罐水位报警和各段抽汽管道防进水热电偶温差40时，应迅速查明原因并消除。若振动、胀差、上下缸温差的变化达到停机值时应立即停机。6.3.4.7水冲击停机后若未发现异常，充分疏水后，符合启动条件，经主管生产的厂领导同意后方可重新启动，启动时应特别注意机组上下缸温差、胀差及机组声音、振动等，如发现有摩擦声或振动增大，超过规定值，应立即破坏真空紧急停机。6.3.4.8水冲击停机时，应准确记录惰走时间，严密监视轴向位移、瓦温、振动、胀差、汽缸金属温度及温差等参数。6.3.5预防要点：6.3
13、.5.1汽轮机高排后疏水罐联锁正常可靠投入；6.3.5.2运行中汽温急剧下降50，或启停和变工况过程中汽温在10分钟内降50，以及主汽管道阀门、主汽门、调速汽门冒白汽时应打闸停机，在停机时不出现上下缸温差大，可不开启缸体疏水，以防止疏水系统的冷水和冷汽返回汽缸，极热态开机可在冲转前开启5分钟后关闭。6.3.5.3变工况过程中注意加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠。6.3.5.4疏水管道阀门应定期疏通、清理检查，确保畅通。6.3.5.5应有足够数量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。6.3.5.6机组运行或事故时，加强主、再热汽温监视，及时联系锅炉调整正常。6.
14、4蒸汽参数偏离规定值主要危害：超温超压或低温除对汽轮机安全及经济运行产生影响外，对汽轮机寿命的影响也是非常大的，转子的高温蠕变寿命损耗随超温时间成比例的增大，低温造成末几级叶片水蚀。6.4.1现象：6.4.1.1主、再热蒸汽压力偏离规定值报警。6.4.1.2主、再热蒸汽温度偏离规定值报警。6.4.2原因：6.4.2.1锅炉原因：燃烧调整不当，减温水异常，锅炉管道泄漏等。6.4.2.2汽机原因：汽机侧主再热蒸汽管道爆管、泄漏；高旁减温水阀误开或泄漏；高低加汽侧突然解列；旁路系统动作，汽机调节系统故障。6.4.3主、再热蒸汽参数要求：6.4.3.1正常运行额定温度：538；连续运行的年平均温度53
15、8。6.4.3.2在保证年平均温度下，允许连续运行的温度：543。6.4.3.3年累计运行时间不得超过400h的允许温度：551。6.4.3.4允许在547至557之间摆动，连续运行时间不得超过15min，且任何一年的累计运行时间不得超过80h的超温。6.4.3.5正常运行时额定压力：16.7MPa。6.4.3.6连续运行的年平均压力16.7MPa。6.4.3.7在保证年平均压力下，允许连续运行的压力17.5MPa。6.4.3.8在异常情况下允许压力浮动不超过过热器安全门动作值，但此值的年累计时间在任何一年的运行中不得超过12h。6.4.3.9正常运行中当主、再热汽温温差不大于42，空载下温差
16、不大于83。6.4.4主、再热蒸汽温度上升的处理：6.4.4.1当主、再热汽温高于542时应及时联系锅炉将汽温调整到80，低压缸喷水应自动投入。监视高压缸排汽温度410，否则手动调节低旁降低再热汽温，如无效，高排汽温达420时立即打闸停机。6.5.5.5机组在30年使用期内，带厂用电不允许超过10次，每次不允许超过15分钟，机组甩负荷以后空负荷运行，每次不允许超过15分钟。6.6汽轮机真空下降6.6.1主要危害：汽轮机真空下降不仅使机组的经济性下降，严重时将造成低压汽缸末级叶片发生颤振，转子振动，监视段压力超限而限负荷，同时影响小机出力不足，甚至造成汽轮机事故。6.6.2现象：6.6.2.1真
17、空表计显示真空下降。6.6.2.2排汽温度及凝结水温度升高(凝汽器水位过高时水温下降)。6.6.2.3严重时光字牌“凝汽器真空低”报警，备用真空泵联动。6.6.2.4真空泵电流增大。6.6.2.5机组负荷下降或机组负荷不变时主蒸汽流量增大，调门开度增大。6.6.2.6轴向位移增大。6.6.3真空下降原因：6.6.3.1真空急剧下降：6.6.3.1.1循环水中断或水量严重不足。6.6.3.1.2凝汽器严重满水。6.6.3.1.3低压旁路阀门误开，防进水保护误动。6.6.3.1.4真空破坏门误开。6.6.3.1.5真空系统严重泄漏。6.6.3.1.6大、小机轴封供汽中断。6.6.3.1.7低压缸安
18、全门薄膜破损。6.6.3.1.8小汽轮机真空下降引起大机真空下降。6.6.3.2真空缓慢下降：6.6.3.2.1水封阀密封水门运行中误关。6.6.3.2.2运行真空泵故障跳闸，备用泵未联动。6.6.3.2.3真空系统泄漏，循环水量不足。6.6.3.2.4凝汽器铜管结垢或堵塞，使换热效率下降。6.6.3.2.5真空泵运行失常，汽水分离器水位高或工作水温度过高。6.6.3.2.6真空泵进口滤网堵塞。6.6.3.2.7真空系统漏气。6.6.3.2.8低压轴封供汽压力低。6.6.3.2.9凝汽器热负荷增大。6.6.3.2.10循环水进水温度上升。6.6.3.3处理：6.6.3.3.1发现凝汽器真空下降
19、时，应及时对照其它真空表，排汽缸温度进行确认并查找真空下降的原因，采取相应措施处理。6.6.3.3.2若真空降至-85.3kPa时，备用真空泵应联启，否则应手动启动提高凝汽器真空。6.6.3.3.3真空降至-85.3kPa继续下降时，应按真空每降1KPa减负荷50MW的速度降负荷。当减负至30%额定负荷，其真空值仍低于-85.3kPa，并且持续时间达60min时，应手动停机；当真空降至-80.3kPa时，低真空保护动作停机，保护拒动时立即手动停机。6.6.3.3.4检查循环水系统运行情况，循环水压力温度是否正常。当真空下降是因循环水量偏少造成或循环水温升增大所致，应保持两台循环泵运行并检查清污
20、机滤网水位及冷却塔水池水位情况。6.6.3.3.5当发现循环水中断时应做以下处理：（1）循环水泵一台运行一台备用时，运行循环水泵跳闸，立即启动备用泵（若备用泵未启，可手动启动一次），并确认跳闸泵出口蝶阀已联关，备用泵出口蝶阀已联开，否则立即手动远操液控蝶阀。（2）若两台循环水泵均无法恢复或凝器循环水进水管爆管时，应立即紧急停机。（3）在未查清循泵跳闸原因前，禁止抢合跳闸泵（人为误停循泵除外）。（4）处理过程中，若凝器真空已降至-0.0803MPa时，应立即紧急停机。（5）在循环水中断期间禁开循环水泵出口碟阀，保证凝汽器水侧处于充满状态，防止泄掉存水，避免损坏冷却管胀口。（6）循环水中断后停机后
21、，应及时投入低压缸喷水，凝汽器及疏水扩容器喷水，除氧器保持正常水位以下，关闭所有至凝汽器的热备用疏水门，凝结水采取补排水方式换水降温，严禁热汽、热水进入凝汽器。（7）循环水中断且短时间无法恢复时，应立即检查开式水系统运行情况，当开式水泵电流及母管压力大幅晃动或过低，应立即停止开式泵运行（防止开式水泵缺水运行），并至就地打开开式水泵出口电动门，同时做如下处理：关闭凝汽器进、出水电动蝶阀，通知公辅提高工业水压力后，开大工业水至循环水系统注水阀（不可影响锅炉及邻机用水），节流除电动给水泵外的其它开式水用户进水门或温控阀，尽量维持电动给水泵冷却水需要（若邻机在正常运行中，可增开邻机循泵，并至就地缓慢开
22、启循泵出口联络电动门，将邻机循环水导入本机开式水系统，注意操作时应严密监视邻机循环水母管压力不得0.13MPa，严禁对邻机的真空和开式水系统影响过大），此时方可启动电动给水泵，维持汽包水位，电泵运行时应严密监视电泵工作油油温及润滑油温不可超限。（8）注意查看大、小机的大气阀是否爆破动作。（9）循环水中断后，注意查看主辅机各瓦温的变化情况，及时切换辅机冷却水。（10）查明循环水中断原因并得以处理后，排汽温度80时，注意汽缸喷水自动投入。6.6.3.3.12真空降至-87kPa时，禁投低旁。6.6.3.3.13夏季机组运行真空较低，注意各监视段压力升高不得超限。否则应降负荷。6.6.3.3.14真
23、空下降时，若影响小机的出力，注意辅汽的投入调节应正常。6.7汽轮机强烈振动6.7.1主要危害：造成轴承损坏，动静摩擦，甚至毁机。6.7.2现象：6.7.2.1机组振动表指示增大，“汽机振动大”报警。6.7.2.2机组运行声音异常。6.7.2.3大轴振动超过0.25mm，机组跳闸。6.7.2.4汽缸内有可能有清楚的金属摩擦、撞击声。6.7.2.5就地机组振动明显增大。6.7.3原因：6.7.3.1转子质量不平衡、汽机叶片断裂、脱落，围带脱落。6.7.3.2机组动静部分发生摩擦或大轴弯曲偏心度大。6.7.3.3主蒸汽温度过低、主蒸汽管道进水、汽缸进水或进冷汽，汽缸膨胀或收缩不均甚至变形，凝汽器真空
24、过低。6.7.3.4转子中心不正、联轴器松动或转子中心孔堵头脱落。6.7.3.5轴承工作不正常或轴承座松动。6.7.3.6滑销系统卡涩造成膨胀不均不畅。6.7.3.7机组发生水冲击或排汽缸温过高。6.7.3.8润滑油压低，油温过高造成油膜破坏。6.7.3.9机组升速过程中造成油膜震荡。6.7.3.10轴承金属温度过高或过低。6.7.3.11除氧器满水，四段抽汽逆止门不严，使汽缸进水。6.7.3.12轴封供汽带水或加热器满水，抽汽逆止门不严，使汽缸进水。6.7.3.13大轴弯曲。6.7.3.14汽轮机严重过负荷。6.7.3.15发电机、励磁机严重过负荷。6.7.3.16发电机、励磁机转动部分部套
25、松动。6.7.3.17发电机、定、转子电流不平衡。6.7.3.18发电机匝间短路。6.7.4处理：6.7.4.1汽轮机冲转或在轴系一阶临界转速前，任一轴瓦出现0.05mm振动或任一轴承处轴振超过0.125mm不应降速暖机，应立即打闸停机查找原因；过临界时当轴承振动达0.25mm时应立即打闸停机；汽轮机运行中轴振超过0.125mm时应设法消除，如振动突然增加了0.05mm（或振动突然增加虽未达到0.05mm，机组声音异常，机内有异常响声时），应立即打闸停机。停机后必须认真分析原因，采取针对措施，方可再次启动。6.7.4.2在稳定工况下，汽轮发电机组轴振幅值突变，预示机组发生了损坏或是故障预兆或是
26、某些不规则的警告，应立即采取措施将机组稳定在允许振动限值内，否则应果断停机。6.7.4.3不具备启动条件的机组，如上下缸温差，大轴晃度等超出规程规定时，严禁强行启动机组。6.7.4.4确认叶片脱落，立即手动打闸，紧急停机。6.7.4.5确认机组动静部分发生摩擦，立即手动打闸紧急停机，并记录转子惰走时间。6.7.4.6检查并调整轴承乌金温度及进回油温度，各瓦油膜压力至正常值。6.7.4.7检查主蒸汽和再热蒸汽温度与汽缸金属温度不匹配量是否太大，检查汽缸膨胀量与胀差是否正常，必要时适当增加暖机时间。6.7.4.8检查并调整低压缸排汽温度和凝汽器真空至正常值。6.7.4.9若振动过大发生在加负荷期间
27、，则应停止加负荷而维持机组原负荷运行，待查出原因并消除后再加负荷。6.8轴向位移增大6.8.1主要危害：推力轴承损坏，严重时导致汽轮机动静部分损坏。6.8.2现象：6.8.2.1轴向位移表计指示增大，“汽机轴向位移大”报警。6.8.2.2推力轴承瓦温和润滑油回油温度升高。6.8.2.3调节级压力、监视段压力升高。6.8.2.4胀差随之变化，机组声音异常，机组振动也增大。6.8.3原因：6.8.3.1汽温、汽压、真空下降或负荷变化使蒸汽流量变化造成轴向推力变化。6.8.3.2抽汽运行方式变化或回热加热器停运。6.8.3.3汽机通流部分结垢或损坏；断叶片或漏汽增加造成轴向推力增加 。6.8.3.4
28、机组突然全甩负荷或打闸时，轴向位移向蒸汽流动方向的反向增大；机组部分甩负荷时，轴向位移向蒸汽流动方向增大。6.8.3.5汽轮机发生水冲击或高旁、低旁误开。6.8.3.6推力轴承断油或推力瓦磨损。6.8.3.7电网周波下降。6.8.4处理要点：6.8.4.1发现轴向位移增大时，首先检查推力轴承瓦温、排油温度，进行确认。6.8.4.2检查主蒸汽和再热蒸汽参数及真空是否有大幅度波动，检查推力轴承瓦温、排油温度，确认钨金是否磨损；同时注意胀差、振动是否正常。6.8.4.3适当降低负荷，使轴向位移恢复至正常值。6.8.4.4若轴向位移指示变化，而推力轴承瓦温及胀差无变化，则要求热工调校表计。6.8.4.
29、5检查抽汽逆止门、电动门是否误关，高加保护是否动作；检查蒸汽品质、监视段压力变化。6.8.4.6当轴向位移增大至+0.6mm或-1.05mm时，应及时汇报值长，采取减负荷方式，使转子轴向位移下降至正常值。6.8.4.7当轴向位移增大至+1.2mm或-1.65mm时，汽机自动遮断停机，否则应手动破坏真空紧急停机。6.8.4.8当轴向位移增大伴有不正常的响声和剧烈振动时，立即破坏真空紧急停机。6.8.4.9当旁路误开时应立即关闭。6.9汽轮机运行中叶片损坏或断落6.9.1主要危害：造成汽轮机动静碰磨、运行工况恶化、转子质量不平衡发生振动。6.9.2现象： 6.9.2.1机组振动增大或剧烈振动，“汽
30、机振动大”报警。6.9.2.2汽机通流部分有不正常的金属撞击声；盘车时有摩擦声。6.9.2.3汽机监视段压力或某段抽汽压力、轴向位移、推力轴承瓦温等发生异常变化。6.9.2.4若低压缸叶片损坏断落，则可能打坏凝汽器铜管，使凝结水导电度、硬度增大，凝汽器水位升高。6.9.3原因：6.9.3.1叶片频率不合格或制造质量不良。6.9.3.2汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳超负荷运行。6.9.3.3动静严重摩擦。6.9.3.4末级叶片处于低真空、低流量下运行产生颤振。6.9.3.5汽轮机叶片过负荷。6.9.3.6升速过程中长期停留在叶片共振区。6.9.4处理要点：6.9.4.1汽轮机运
31、行中，若发生叶片损坏事故，在汽缸内发出清晰的金属撞击声和出现剧烈的振动，一旦确认汽机发生叶片断裂事故或上述超限值进入停机值，应立即破坏真空紧急停机。6.9.4.2若运行中发现调节级或抽汽压力异常，应立即进行分析，同时参照振动、轴向位移、推力轴承金属温度的变化，确认叶片断落应停机处理。6.9.5防止要点：6.9.5.1严防汽轮机超速及水冲击。6.9.5.2汽轮机在升速过程中严禁长期在叶片共振区停留。6.9.5.3控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，防止低汽温、低真空、低频率及超负荷运行。6.9.5.4加强汽水品质的监督，运行中一旦发现凝结水硬度突然增大，应立即进行凝汽器水侧半面查漏。6.9.5.
32、5做好停机后的保护和保养。6.9.5.6定期进行叶片测频及探伤。6.10汽机大轴弯曲6.10.1主要危害：引起汽轮机强烈振动或动静碰磨，导致汽轮机严重损坏。6.10.2现象：6.10.2.1汽轮机转子偏心度超限，连续盘车4h不能恢复到正常值。6.10.2.2大轴晃动度超过规定值，盘车电流摇动较大或有较大增加。6.10.2.3临界转速机组振动显著增大。6.10.3原因：6.10.3.1汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨。6.10.3.2运行或开、停机过程中操作维护不当造成机组轴封部分或汽缸进水或冷汽。6.10.3.3启动前，大轴晃动度超过规定值强行启动。6.10.3.4上下缸温差过大造成转子热弯曲
33、。6.10.4处理要点：确认大轴发生弯曲，应立即停机，投入连续盘车，检查盘车电流不超限，机组无金属摩擦声，否则停止连续盘车，汇报值长改为定期手动盘车，未查明原因不得再次启动。6.10.5预防要点：6.10.5.1汽轮机每次冲转前及停机后要求测量转子晃度及盘车电流，偏心值在原始高点相位处的偏差值不大于0.03mm。6.10.5.2冲转主、再热蒸汽温度应高于汽缸金属温度50，过热度大于50；上下缸温差50。6.10.5.3冲转前发生转子弹性热弯曲应充分盘车；升速中发生转子弹性热弯曲应延长暖机时间，热弯曲严重时或暖机无效时应停机改投连续盘车。6.10.5.4汽轮机上下缸温差或转子晃度超限时禁止汽轮机
34、冲转。6.10.5.5汽轮机启动时必须投入轴向位移保护、应充分疏水并监视振动、胀差、膨胀、轴向位移、汽缸滑销系统等正常，避免动静碰磨引起大轴弯曲。6.10.5.6热态启动时轴封供汽与金属温度相匹配。6.10.5.7升速过程中应有专人监视轴承振动；当转速达一阶临界转速的80%85%转速时，应检查确认轴系振动正常，如果发现异常振动，应打闸停机至盘车状态。6.10.5.8机组启动和低负荷时，不得投入再热器减温水；主汽温度较低时，应严密监视机组振动、胀差、串轴等值。6.10.5.9机组启停或变工况时，应严格按规定曲线控制参数变化。6.10.5.10停机后应立即投入盘车，当电流增大有异音时，应立即汇报，
35、及时处理。当轴封摩擦严重时，应先用手动盘车180，待摩擦消除后，投入连续盘车；盘车盘不动时，禁止用行车盘车。6.10.5.11停机后应采取有效的隔离措施，防止汽缸进水和冷气。6.11轴承损坏6.11.1主要危害：造成轴颈损坏，严重时发生动静磨擦导致汽轮机损坏。6.11.2主要现象：6.11.2.1轴承乌金温度明显升高或轴承冒烟。6.11.2.2推力轴承损坏时，推力瓦金属温度升高。6.11.2.3回油中发现乌金碎末。6.11.2.4汽轮机振动增大。6.11.3主要原因：6.11.3.1轴承断油或润滑油量偏小。6.11.3.2油压偏低，油温偏高或油质不合格。6.11.3.3轴承过载或推力轴承超负荷
36、，盘车时顶轴油压低或未顶起。6.11.3.4轴承间隙、紧力过大或过小。6.11.3.5汽轮机进水或水冲击。6.11.3.6长期振动偏大，造成轴瓦损坏。6.11.3.7交、直流油泵自动联锁不正常，联锁、保护定值不正确，造成事故时供油不正常。6.11.4处理要点：6.11.4.1运行中发现轴承损坏应立即紧急事故停机。6.11.4.2因轴承损坏停机后，应采取可靠的隔离措施，防止汽缸进水或冷汽。6.11.4.3轴承损坏后应彻底清理油系统，确保油质合格方可重新启动。6.11.5防止要点：6.11.5.1加强油温、油压的监视调整，严密监视轴承乌金温度及回油温度，发现异常应及时查找原因并消除。6.11.5.
37、2润滑油泵自动联锁及备用应可靠，并严格进行定期试验，运行中油泵或冷油器的投停切换应平稳谨慎，严防断油烧瓦。6.11.5.3油净化装置应保持正常运行，油质符合标准，运行中加强轴封汽压力监视与调整，防止油中带水。6.11.5.4汽轮发电机转子应可靠接地。6.11.5.5机组启动前应认真按设计要求整定交直流油泵的联锁定值，检查接线正确，并试验润滑油压低保护联动正常。6.12汽轮机偏离正常频率6.12.1主要危害：导致叶片可能接近共振频率而损坏。6.12.2现象：周波表、电气侧负荷表、转速表等波动。6.12.3主要原因：系统突然有机组跳闸或电力用户大量减少。6.12.4处理要点：6.12.4.1当偏离
38、正常频率运行时，应重点检查汽轮机振动及转动设备，防止汽轮机及转动辅机超负荷运行。6.12.4.2在确保汽轮机安全运行的前提下，应尽量满足电网需要。6.12.4.3汽轮机允许在电网频率48.5-50.5Hz之间连续运行，当电网频率偏离制造厂允许频率时应加以限制，达到极限值时应立即解列发电机。周波变化运行限制时间：周波值Hz低于47.547.5484848.548.550.550.5515151.5高于51.5限制时间不允许运行4min30min连续运行30min6min不允许运行注：给定时间为100%寿命损耗时间。在机组寿命期内，应累计计算各种偏周波运行时间下的寿命消耗，并且所有的偏周波运行寿命消耗之和不大于100%。6.13汽轮机超速6.13.1主要危害：严重时
