汽轮机闷缸措施

汽轮机断油烧瓦事故现场处置方案1 总则1.1 编制目的高效、有序地处理热电汽轮机断油烧瓦事故，避免或最大程度地减轻汽轮机断油烧瓦造成的损失，保障员工生命和企业财产安全，维护社会稳定。

1.2 编制依据《电力企业现场处置方案编制导则》《电力设备事故应急预案》1.3 适用范围适用于热电汽轮机断油烧瓦事故的现场应急处置和应急救援工作。

2 事故特征2.1 危险性分析及事故类型2.1.1 汽轮机断油烧瓦2.1.1.1 供油系统油泵联锁不正常，油压降低期间，辅助油泵不联动，引起主机断油烧瓦；2.1.1.2 油系统运行切换操作期间，没有按规程规定顺序操作，润滑油中断，断油烧瓦；2.1.1.3 供油系统管路堵塞；2.1.1.4 主油箱发生火灾，交、直流油泵电源同时失去；2.1.1.5 机组启停期间，顶轴油系统没有按规程规定转速要求启、停顶轴油泵，轴系没有顶起引起烧瓦；2.1.1.6 油系统运行中隔离检修措施不当，引起油系统压力下降或中断而烧瓦；2.1.1.7 油系统管道破裂，润滑油大量泄漏供油中断而烧瓦；2.2 事故可能造成的危害程度2.2.1 汽轮机断油烧瓦有可能产生火灾、有毒有害物质污染等次生灾害。

汽轮机断油烧瓦会危及我厂设备安全，会造成厂房及设备严重损坏，会危及人员生命，给企业和国家造成重大财产损失。

2.3 事前可能出现的征兆润滑油系统压力下降、主油箱油位下降；轴瓦温度、回油温度急剧上升；轴封保温处冒烟；汽轮机轴承或油箱、油系统管道等处有明亮的火光或浓烟。

3 应急组织及职责3.1 应急救援指挥部总指挥：生产副总经理、总工程师成员：事发部门负责人、值长、生产技术部人员、现场工作人员、安监管理人员、设备管理人员、发电部人员、企管部人员、党群部人员职责。

3.2 指挥部人员的职责3.2.1 总指挥的职责：全面指挥事故应急救援工作。

3.2.2 事发部门负责人的职责：组织、协调本部门人员参加应急处置和救援工作。

3.2.3 值长的职责：汇报有关领导，组织现场人员进行先期处置。

600MW机组汽轮机停机后汽缸进冷水（汽）造成盘车跳闸原因分析及处理措施发表时间：2020-06-02T09:02:52.560Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第2期作者：钟兆升[导读] 总结事故处理经验，制定完善的防进水措施，对机组的安全稳定运行具有非常重要的意义。

韶关粤江发电有限责任公司运行部广东省韶关市 512132摘要：以某台600MW超临界机组为例，介绍汽轮机进水和进冷气的原因，分析了反措和有关导则要求，提出了进水后的解决方法和详细的防范措施。

关键词：汽轮机；汽缸进水；盘车跳闸；处理措施引言目前在我国的火力发电厂中，汽轮机是一种非常重要的电力设备之，其通过将蒸汽的热能转变为机械能，所以可以称之为火电厂原动机，其安全稳定的运行对于火电厂的正常生产具有非常重要的意义。

但在汽轮机运行过程中，其存在着一些常见的故障，使其运行的安全性和经济性受到较大的影响。

汽轮机进水或进入低温蒸汽，下缸通常会快速冷却，上、下缸温差急剧增大，导致汽缸产生较大的热变形，严重时甚至会因动静间隙消失而引发碰磨、大轴弯曲，造成叶片损伤或断裂、阀门及汽缸结合面漏汽、动静部分碰磨、推力瓦烧损、高温金属部件产生永久变形和由热奕力引起的金属裂纹，严重影响机组的安全稳定运行。

因此，分析汽轮机组汽缸进水故障的现象、原因，总结事故处理经验，制定完善的防进水措施，对机组的安全稳定运行具有非常重要的意义。

一、600MW汽轮机停机后汽缸进冷水（汽）造成盘车跳闸事件600MW1号机组ETS故障跳闸。

经分析，初步判断为主机ETS系统PLC卡件故障触发跳机信号导致跳机。

由运行配合热工人员检查并试验主机ETS系统PLCA/B故障报警查找故障原因。

分别进行了三次汽机挂闸（ETSPLC#A故障触发跳闸）试验，试验期间各自动主汽门和调门均不动作。

试验开始前，主蒸汽压力10.47MPa，主汽温度578℃，高压内缸内壁下温度482℃，高中压缸各金属温度正常。

汽轮机扣缸方案范文汽轮机的扣缸通常是由于压缸油膜失效或压缸与活塞之间的间隙过大导致的，所以首先需要检查压缸油膜的情况和活塞与压缸之间的间隙，并进行相应的调整和修理。

首先，需要停机检查压缸油膜的情况。

压缸油膜起到密封和润滑的作用，若油膜失效，就会导致活塞卡死或磨损，进而引起汽轮机扣缸。

在检查压缸油膜时，需要注意以下几个方面：1.检查润滑油系统：检查润滑油的质量和供油情况，确保润滑油的粘度和温度在合适范围内。

如果润滑油质量不好或供油不足，可以对润滑系统进行维修和改进。

2.检查活塞环和缸套：这些零部件直接关系到油膜的形成和密封性能。

通过对活塞环和缸套的清洗和更换，可以改善压缸油膜的质量，并减少活塞与压缸之间的间隙。

3.检查活塞并清洗：活塞上的沉积物和碳垢会影响油膜的形成。

定期对活塞进行清洗，并定期更换活塞密封圈和活塞销等易损部件，可以提高压缸油膜的质量。

如果以上检查发现压缸油膜问题并及时修复，但汽轮机仍然发生扣缸，那么就需要检查活塞与压缸之间的间隙。

活塞与压缸之间的间隙过大会导致活塞卡死或撞击壁板，从而引发扣缸。

在检查活塞与压缸之间的间隙时，需要注意以下几个方面：1.清洗活塞杆和压缸：活塞杆和压缸的清洗可以去除沉积物和碳垢，减小间隙。

清洗时需要使用合适的清洁液体和工具，以免对活塞和压缸造成不良影响。

2.检查压缸垫和活塞环：压缸垫和活塞环的磨损或损坏会导致间隙过大。

定期检查和更换这些易损部件，可以维持活塞与压缸之间的正常间隙。

3.检查活塞销：活塞销的磨损会导致活塞在压缸内产生不正常移动，从而增大间隙。

需要定期清洗和更换活塞销，以维持适当的活塞与压缸之间的间隙。

通过以上的检查和调整，大部分汽轮机扣缸的问题可以得到解决。

但在实际操作中，有时仍然会遇到一些较为复杂的扣缸问题，需要根据具体情况进行细致的检查和分析，以制定针对性的解决方案。

总之，汽轮机扣缸是一种常见但危害严重的故障，必须及时发现并采取有效的措施进行处理。

电站工程汽轮机汽封漏气分析及处理方案清晨的阳光透过窗帘的缝隙，洒在我的书桌上。

我泡了杯咖啡，深吸一口气，开始构思这个方案。

汽轮机汽封漏气，这个问题可是个大麻烦，不过我已经有了不少应对的经验。

下面就来详细分析一下，再给出一个处理方案。

一、问题分析1.漏气原因（1）汽封磨损严重。

长期运行导致汽封磨损，间隙变大，从而引起漏气。

（2）汽封间隙调整不当。

在安装或检修过程中，汽封间隙调整不准确，导致漏气。

（3）汽封损坏。

由于制造缺陷或外部因素，汽封本身存在质量问题，导致漏气。

（4）汽封弹簧失效。

弹簧疲劳或断裂，导致汽封无法保持正常运行状态。

2.漏气影响（1）降低汽轮机效率。

漏气使得部分蒸汽流失，导致汽轮机效率下降。

（2）增加能耗。

为了弥补漏气造成的损失，需要增加燃料消耗。

（3）影响设备寿命。

长期漏气可能导致汽轮机内部零件磨损加剧，缩短设备寿命。

二、处理方案1.检查与诊断（1）现场检查。

对汽封进行检查，观察磨损程度、间隙大小等，找出漏气部位。

（2）数据分析。

通过监测汽轮机运行数据，分析漏气对设备性能的影响。

2.解决方案（1）更换汽封。

对于磨损严重的汽封，及时更换，确保汽封间隙合适。

（2）调整汽封间隙。

对于间隙调整不当的汽封，重新调整至标准范围内。

（3）修复或更换损坏的汽封。

对于存在质量问题的汽封，进行修复或更换。

（4）更换弹簧。

对于疲劳或断裂的弹簧，及时更换，保证汽封正常运行。

3.预防措施（1）加强运行维护。

定期对汽封进行检查，确保设备正常运行。

（2）提高检修质量。

在检修过程中，严格把控汽封间隙调整，避免漏气问题。

（3）选用优质汽封。

在采购汽封时，选择质量可靠的产品，降低漏气风险。

三、实施步骤1.准备阶段（1）制定实施方案。

根据问题分析，制定详细的处理方案。

（2）准备工具及材料。

提前准备好更换汽封所需的工具、材料。

2.实施阶段（1）现场施工。

按照实施方案，对漏气部位进行处理。

（2）检查验收。

施工完成后，对处理效果进行检查，确保达到预期目标。

汽轮机典型事故处理9.6.1汽轮机超速9.6.1.1主要危害：a)严重时导致叶轮松动变形、叶片及围带脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。

9.6.1.2主要象征：a)发电机负荷突然甩到“0”。

b)DEH、就地转速表转速上升至危急保安器动作值，并继续上升。

c)汽轮机发出异常的声音。

d)润滑油压、隔膜阀油压上升。

e)机组明显振动增大。

9.6.1.3主要原因：a)甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。

b)危急保安器超速试验时转速失控。

c)发电机解列后高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门等卡涩或关闭不到位。

9.6.1.4处理要点：a)破坏真空，紧急停机，确认转速应下降，并启动交流润滑油泵。

b)检查高、中压主汽门、调门、各抽汽逆止门、电动门、高排逆止门关闭，高缸排放阀开启。

c)若发现转速继续上升，应立即停炉，打开对空排汽锅炉泄压，禁止开高、低压旁路系统。

d)对机组进行全面检查，必须待超速原因查明，故障排除确认机组处于正常状态后，方可重新启动。

全速后，应校验危急保安器超速试验及各超速保护装置动作正常后方可并网带负荷。

e)重新启动时，应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。

9.6.2汽轮机强烈振动9.6.2.1主要危害：a)造成轴承损坏，动静摩擦甚至毁机。

9.6.2.2主要象征：a)振动大报警。

b)机组发出不正常声音。

9.6.2.3主要原因：a)机组负荷、参数骤变。

b)滑销系统卡涩造成汽缸两侧膨胀不均。

c)润滑油压、油温变化。

d)汽轮发电机组发生动静摩擦或大轴弯曲。

e)汽缸进水或冷汽造成汽缸变形。

f)汽轮机断叶片引起转子不平衡。

g)发电机定、转子电流不平衡。

h)轴承工作不正常或轴承座松动。

i)中心不正或联轴器松动。

9.6.2.4处理要点：a)当机组任一轴承振动增大至0.05mm以上或任一轴振达0.125mm时，应立即汇报值长、要求减负荷直至振动恢复到正常值，并对照表计查找原因。

汽轮机低压缸跑偏的处理措施及预防措施低压汽缸被认为是大型、高效率凝汽汽轮机中体积最大的部件，在汽轮机作业的时候起到举足轻重的效果，但因为低压汽缸内在压力、气温都很低，在作业的时候会发生很厉害的跑偏状况从而导致其无法常规作业。

所以，就这一状况出现时如何加以解决成为了当前汽轮机作业中亟待解决的问题，同时也要做好其它方面的工作，文章主要针对汽轮机低压缸跑偏这一现象进行简要分析与总结，供参考。

标签：汽轮机；低压缸；跑偏；原因；处理措施；部件检修1 低压缸运行中产生跑偏的原因1.1 低压外缸设计刚性较差利用对机组运作的时候低压外缸等零件实施勘察不难发现：至低压外缸下半四角的地方和前后汽封水平位置的相关数据看，前面向左挪动了0.15毫米，后面挪动了0.2毫米，这个时候它的真空是0.053兆帕，随真空增加和机组压力加大，低压缸相应的数值降低。

除了这些，低压缸前后汽封在机组没有空气和压力过多的时候，垂直位置挪动变化很大，伴随真空变大，低压缸前汽封慢慢的下来，低压缸后汽封又上去了，真空0.06兆帕的时候，低压缸前汽封下沉-1.11毫米，低压缸后汽封加大至0.3毫米。

这样之后伴随真空加强和机组压力变大，低压缸前汽封慢慢就回来了，同时它的后汽封慢慢数据减小，机组的整体数值到112毫伏的时候它的前汽封是0.14毫米，它的后汽封则是-0.23毫米。

在机组运作的时候勘察这些数据来看，在真空作用以及排汽的压力下，它一定会有很大的变化，这样可能导致它的中心出现偏移，这也充分体现了低压外缸设计存在的不足。

1.2 低压外缸前后立销部位刚性差低压外缸一些关键部位所运用的设施不好导致使用时效果极差，比方说很多单位说道立销和键槽板之间空隙很大，这样在机械作业的时候，低压外缸出现异常状况或者说受力大，它就会出现状况，发生跑偏，带动着整体机器效果也不好。

1.3 低压外缸两侧横键一侧锈蚀低压外缸两边的一些按键要是和它应对的地方留的空不正好或者发现其他情况也会造成机器不正。

大型汽轮发电机组汽封事故分析与处理措施摘要：汽轮机在大型发电企业生产中有着不可比拟的重要地位，它的整体运行质量可直接关乎到电力系统的安全性。

因此，工作的重中之重，就要保证汽轮机的安全运行，汽封系统的正常运行是确保对汽轮机系统可靠运行的重要环节，一旦汽封系统出现故障，将会使得汽轮机运行受到严重影响，有可能造成重大设备损坏事故。

本文就着重于正常停机后，汽封系统异常，导致高压缸汽封抱轴，汽轮机无法盘车事故的研究，并究其原因进行了客观分析，提出相应的解决措施，为汽轮机安全稳定的运行提供了保障。

关键词：电厂；汽轮机组；汽封系统；处理措施1.汽轮机汽封系统的作用汽轮机汽封系统的主要作用是在汽轮机启动、运行、停机各种工况下，为端部轴封密封提供合适的汽源；引导并回收汽轮机轴端汽封及高、中压主汽门调节汽门门杆、补汽阀阀杆的泄漏蒸汽及汽-气混合物，防止蒸汽泄漏进入厂房；或大气中的空气漏入低压缸内，影响机组真空。

超超临界机组汽封系统采用自密封汽封系统，即在机组正常运行时，由高、中压缸轴端汽封的漏汽经喷水减温后作为低压轴端汽封供汽的汽轮机汽封系统，多余漏汽经溢流站溢流至低压加热器或凝汽器。

在机组启动、停机或低负荷运行阶段、汽封供汽有辅助汽源蒸汽（来自启动锅炉、邻机供汽等）提供。

该汽封系统从机组启动到满负荷运行，全过程均能机组汽封供汽要求自动进行切换。

2.汽封系统异常事故过程；2023年2月15日按照华北网调通知，#2机组发电机组于23：46解列，#2发电机热备转冷备。

2月16日04:30 集控机长发现#2机盘车电流持续增大（增至25A左右），巡检员就地确认盘车电机电流，检查汽轮机大轴有无异音，有无摩擦声。

就地主机盘车电流25A左右，与盘面一致。

#2机汽轮机各轴瓦顶轴油压正常。

04:51 盘车电机电流仍持续上涨（最大达32A）。

06:37 #2机组汽轮机盘车电流持续大幅增大，盘车电机跳闸，远方重新投盘车2次，均跳闸，就地手盘盘车，无法盘动。

某厂因机组汽机在停机过程中，多次出现主汽门、调门卡涩情况。

为了保证机组运行的安全，避免发生主汽门、调门卡涩不严，导致发生汽轮机超速、轴系断裂等重大设备损坏事故，特制定以下技术措施及处置方案。

一、预防汽门卡涩技术措施1、机组检修及启动前的规定（1）设备部汽机专业定期每年利用机组大小修安排对汽机主汽门、调门进行检查，主要加强对阀杆氧化皮处理，门杆高压漏气逆止门的检查。

（2）按规定进行阀门整定及静态全开关试验合格，同时做好记录台账及曲线分析。

（3）在机组启停前必须投入EH油系统滤油装置连续运行，并且在EH油质检查合格前，不允许向调节系统部件通油。

（4）在机组启动前加强汽水品质的监督，汽水各项指标不合格时，必须加强排放冲洗，合格后方可进行冲转。

（5）启动过程中必须严格按照运行规程的启动要求进行冲洗、升温、暖管、冲转，避免机组中各部位出现较大的温度变化。

2、机组运行中的规定（1）机组运行中必须严格控制蒸汽温度不超过规定值，避免金属产生高温腐蚀，同时控制阀门进汽温度的稳定，防止汽温大幅波动，减少氧化皮的生成和脱落。

（2）机组运行过程中定期化验EH油油质，建立油质监督档案，并保持净化装置、滤油装置运行状态，连续或定期对油质进行处理，以免调节系统和保安系统部件锈蚀及卡涩。

（3）严格按照规定执行主汽门、调门的活动试验，并密切监视试验过程中各个阀门的开关情况，若有异常卡涩的情况，应及时处理。

（4）机组运行中加强蒸汽品质的监督，保证汽水品质各项参数合格，当汽水品质较差时，应适当增加主汽门、调门的活动试验次数，防止蒸汽带盐使门杆结垢而造成卡涩。

（5）机组运行中应注意检查调节汽门开度和负荷的对应关系，以及调节汽门后的压力变化情况，若有异常，应及时查找原因并设法消除。

3、机组停运的规定（1）停机时，先打闸汽轮机，采用逆功率保护动作解列发电机，非紧急情况下严禁先解列发电机后联停汽轮机。

（2）停机后及时开启主汽阀后疏水阀，防止由于主汽门、调门前集聚水汽使阀门的各个部套件锈蚀卡涩。

600MW超超临界汽轮机上下缸温差大原因分析及处理摘要:火电机组汽轮机高中压缸上下缸温差大问题直接威胁机组的安全稳定运行。

本文介绍了某电厂汽轮机停机期间上下缸温差异常增大的案例,并对相关过程、处置情况及问题原因进行了详细分析总结。

结果表明造成此次汽轮机停机期间上下缸温差异常增大的原因为停机再热器压缩空气打压查漏期间，部分压缩空气通过高排逆止门、高中压内外缸疏水、导汽管疏水等不严密处进入缸内，进而造成下缸温降异常增大导致汽轮机上下缸温差增大超限问题，最终根据上述分析采取相应措施有效解决问题。

关键词:超超临界，汽轮机，温差，安全，冷源引言汽轮机作为发电厂三大主机之一，其可靠安全性至关重要，汽轮机停运期间会因为各种原因出现上下缸温差增大的情况，如上下缸温差超过一定范围将会导致转子偏心幅度增大，进而造成叶片损毁、汽缸变形、大轴弯曲等问题。

因此在停机期间需要严密监视汽轮机上下缸温差，如发生异常应立即排查处理，本文针对某哈汽600MW汽轮机停机期间出现上下缸温差大问题进行分析研究并解决处理，有效保障汽轮机停备期间的安全。

一、事件描述某电厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产制造的超超临界压力汽轮机，型号为：CCLN600-25/600/600，超超临界、单轴、两缸两排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机；最大连续出力为622.1MW，额定出力600MW。

高中压汽轮机采用合缸结构。

汽轮机在正常停运期间上下缸温差会出现一定的上涨现象，上述机组要求高、中压缸上下温差≤42℃。

在某次机组因水冷壁爆管停运检修，进行再热器打压查漏时大机上下缸温差异常增大，影响机组安全，针对此问题进行了深入分析、处理，最终找到引起汽机上下缸温差增大原因并采取妥善措施解决。

二、原因分析引起汽轮机上下缸温差增大的原因多种多样，且机组正常运行温差增大和停运期间温差增大原因都不尽相同。

停机温差大一般则是疏水、温降过快、冷气进入汽轮机缸内、蒸汽漏入汽轮机缸内等等，归纳下来主要有：1、从汽轮机本身结构来说，上下缸具有不同的重量和散热面积，下缸重量大于上缸，下缸布置有抽汽管道，散热面积大，在同样的加热或冷却条件下，下缸散热快而加热慢，所以上缸温度大于下缸；2、汽轮机缸体本身保温不完善也会导致上下缸散热速度差异进而造成上下缸温差变大；3、停机后轴封蒸汽长时间未退出运行，如轴封间隙过大则部分轴封蒸汽漏入汽轮机对汽轮机汽缸加热，因汽量小、转速低故会造成上下缸加热不均；4、机组滑停运后，未对缸体进行有效疏水，缸内存在凝水导致下缸温降过大，导致上下缸温差持续增大；5、机组真空破坏后闷缸措施不完善，内外缸疏水门未及时关闭、不严、高排逆止门关闭不严，导气管通风阀未关闭或不严，造成汽缸进冷汽，引起上下缸温差增大。

保证机组长周期安全运行安全技术措施（预想发生异常、事故的预防、处理措施）预想发生的异常、事故及防范、处理措施：1、＃1机中压排汽调整碟阀控制油漏油增大；处理：立即联系检修部门到现场处理，严密监视EH油箱油位，当油位低于500mm时，立即由检修人员补充新油，将油位补至600mm，督促检修在漏油点处安置回收装置，防止污染设备。

2、＃1机＃4、＃5轴承箱处甩油增大；处理：立即检查主油箱排烟风机工作是否正常，检查润滑油负压系统是否有漏气现象，同时联系检修人员现场处理，做好漏油着火的预防措施。

3、＃1机＃1轴承振动突升；处理：根据轴系其他轴振、轴承振动判断是否轴系发生异常，若仅＃1轴承振动突升，未影响其他轴振和轴承振动时，密切监视TSI参数，立即至就地进行听音检查，认真执行“关于＃1机组＃1轴振异常处理的技术措施”，并及时汇报。

4、主、再热蒸汽管道疏水手动阀盘根刺汽；防范及处理：巡检人员在保证巡检质量的前提下尽量远离高温高压疏水阀，一旦出现疏水手动阀刺汽，禁止运行人员在没有人身防护或防护措施不全的情况下进行确认漏汽点工作，应立即联系检修专业人员进行确认，同时加强DCS上各参数的监视调整，各值长要将防止人身伤害提高到政治的高度上，严禁发生人身伤害事故。

5、＃1机汽封漏汽量增大、＃2机轴封不能自密封；处理：●＃1机开大汽封溢流阀或开启汽封溢流阀旁路阀，保持汽封压力120KPa，加强润滑油质的技术监督，及时联系化验部门化验油质。

●＃2机投入辅汽供轴封调阀自动，设定轴封压力，以补充高压轴封漏气不足，保证辅汽压力0.8±0.02MPa。

6、轴封处漏水；处理：开启低压轴封、高压轴封排漏斗疏水阀，保持微开过汽状态，巡检中定期检查，发现不过汽时立即进行调整。

7、打闸电磁阀异动；防范措施：在汽轮机机头打闸手柄处挂“禁止操作”警告牌，同时向现场保洁人员交代清楚，严防不知情人员误动。

8、高压加热器故障；预防措施：运行中认真执行巡检制度，各值提高巡检质量，发现异常及时联系处理，严防异常扩大；监盘人员认真监盘，精心调整，正常加、减负荷速率应小于5MW/min，防止负荷大幅波动引起汽水系统较大的冲击，导致漏汽、漏水异常的发生。

附录A防止汽轮机超速和轴系断裂事故A.1 原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(2000年版)中防止汽轮机超速和轴系断裂事故原文为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生，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》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》，并提出以下重点要求：A.1.1 防止超速A.1.1.1 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危急保安器动作转速以下。

A.1.1.2 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。

A.1.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。

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。

A.1.1.4 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，严禁机组启动。

A.1.1.5 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，严禁启动。

A.1.1.6 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。

A.1.1.7 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，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。

机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。

A.1.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。

A.1.1.9 机械液压型调节系统的汽轮发电机组应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器)，并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。

A.1.1.10 抽汽机组的可调整抽汽逆止门关闭应严密、连锁动作可靠，并必须设置有快速关闭的抽汽截止门，以防抽汽倒流引起超速。

A.1.1.11 对新投产的机组或汽轮机调节系统重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。

防止汽轮机大轴弯曲事故1、疏水系统应保证疏水畅通。

疏水联箱的标高应（A）凝汽器热水井最高点标高。

A.高于B.低于C.等于答案解析：8.3.1 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°。

2、减温水管路阀门应关闭严密，自动装置可靠，并应设有（A）？A.截止阀B.逆止阀C.疏水阀答案解析：8.3.2 减温水管路阀门应关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止阀。

3、轴封及门杆漏汽至除氧器或抽汽管路，应设置逆止阀和（A）？A.截止阀B.快关阀C.疏水阀答案解析：8.3.3 轴封及门杆漏汽至除氧器或抽汽管路，应设置逆止阀和截止阀。

4、高、低压加热器应装设（A），可远方操作和根据疏水水位自动开启。

A.紧急疏水阀B.截止阀C.止回阀答案解析：8.3.4 高、低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5、高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段的供汽管路应采取哪些措施(C)？A.分别供汽B.共同供汽C.良好的疏水措施D.无需特殊处理答案解析：8.3.5 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，其供汽管路应有良好的疏水措施。

低压轴封供汽温度测点应与喷水装置保持充分距离以避免温度测量不准，定期检查喷水减温装置的雾化效果，防止水进入低压轴封。

6、凝汽器应设计有哪种报警装置以确保其正常运行(A)？A.高水位报警B. 低水位报警C.压力报警D. 温度报警答案解析：8.3.6 凝汽器应设计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。

7、汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。

(ABCD)（多选题）A.大轴晃动（偏心）、串轴（轴向位移）、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。

B.大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的±0.02mm。

关于发电厂汽轮机组轴承振动原因分析及处理的探讨摘要：经济社会的高速发展，推动科学技术领域获得更多的创造性成果，电力行业也在此背景下有了新的突破，针对发电厂汽轮机组轴承振动等故障问题也形成了新的解决方案。

本文也将从这个角度切入，对影响汽轮机组轴承振动的各种因素进行分析和探究，同时也将其在实际应用过程当中的情况进行简要说明，从而更好地采取有效的处理措施解决汽轮机组轴承振动的相关问题，强化故障诊断和解决能力。

关键词：发电厂；汽轮机组；轴承振动原因；处理方法1发电厂汽轮机组轴承振动原因分析第一，汽轮机组主轴出现激振的问题。

衡量汽轮机组平稳安全运行的重要指标就是汽轮机组主轴本身运行过程的具体情况。

汽轮机组主轴各个数据参数，例如转速、轴振动、偏心度还有胀差等出现变化问题，会促使轴承运转过程发生异常振动，特别是参数较高、容量相对较大的火力发电厂，汽轮机组的叶片受到蒸汽的持续冲击，造成汽流激振的现象出现，而在此过程中，受到汽流激振的长时间的影响，汽轮机组主轴中，与其相配合运行的轴承就会出现振动异常情况，并且还会进一步导致振幅不断扩大。

第二，高压缸动静碰磨。

通过对汽轮机组的运行状态进行持续的实验测试，可以观察到汽轮机组本身的冲转值大于3000转速的时候，高压缸就会出现“蛙跳”的现象，随后振动异常情况就会出现在汽轮机组运行过程当中[1]。

检查高压缸的内部情况，发现其在运转时产生了动静碰磨现象，并且还因为汽轮机组当中，高压转子的前汽封段相对较长，在启动运转的时候就会导致左右不均匀的情况发生，阻碍了高压缸膨胀工作的顺利开展，使得汽轮机组轴承也出现异常振动情况。

其中最明显的问题主要表现在：第一，高压转子本身的汽封和轴封遭受到较大的磨损。

第二，电端上的猫爪垂弧差与标准规定的范围产生了较大的距离。

第三，红丹对磨的接触面积达不到要求，出现不足问题。

第三，低压缸动静碰磨。

通过检测低压缸的内部情况，可以明显发现由于出现动静碰磨的校长，其蒸汽参数值不符合标准规定，低于规定的范围。