国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生〔2007〕883 - 号(3)

7.1.3 煤粉管道的易磨损部位应采取可靠的防磨措施，防磨装置应能够保证两个正常检修周期内的使用。

7.1.4 完善原煤仓相关安全措施，料位指示应准确可靠，并具有有效的防蓬煤措施。 7.1.5 制粉系统及其相关设备必须严格执行定期轮换制度，备用设备不得超期停备。 7.1.6 加强煤粉仓和原煤仓管理，严格执行定期降粉制度和停炉前烧空仓制度。

7.1.7 认真开展燃煤煤质分析和配煤管理工作。入厂煤煤质发生变化必须及时通知运行人员，以提前采取相应的运行控制措施。

7.1.8 加强输煤系统“三块”（铁块、木块和石块）分离管理，确保“三块”不进入制粉系统。同时应保证原煤粒度符合设计要求。

7.1.9 根据燃用煤种特性，合理确定磨煤机出口温度定值，并在运行中严格执行。

7.1.10 严格控制磨煤机通风量，特别是在制粉系统启停过程中加强监控，做到平稳操作，避免突变。

7.1.11 制粉系统正常停运应进行通风冷却和抽粉吹扫。机组故障停机造成制粉系统或煤粉仓存有煤粉时，应加强各部位温度监视，如温度异常升高应执行充惰操作，具备邻炉送粉条件的可采取压新粉措施。

7.1.12 定期对制粉系统热工测点和联锁保护进行校验维护和传动试验，确保测量准确，保护动作可靠。

7.1.13 加强制粉系统防漏、防磨、防积粉检查，包括挡板、仓壁内衬钢板和易于积粉的设备及管道等重点部位，及时采取有针对性的处理措施。

7.1.14 加强防爆门检查与管理。防爆薄膜强度和防爆面积应符合相关规定要求。防爆门应朝向合理，并采取相应的保护措施，防止动作后危及人身及设备安全。

7.1.15 对制粉设备发生磨损进行消缺应采用挖补方法，不宜采用贴补方法，防止夹层积粉自燃。

7.1.16 禁止在制粉系统运行时进行动火作业。制粉系统停运期间进行动火作业，必须做好防止制粉系统着火各项安全措施。

7.1.17 对于中速磨煤机，应加强石子煤排放系统的维护、清理工作，防止石子煤发生着火。 7.2 防止煤尘爆炸

7.2.1 消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应制定和落实相关安全技术措施。

7.2.2 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应具有可靠的消防设施，并配备专用的灭火器材。 7.2.3 煤粉仓投运前应做严密性试验，基建投产时未做严密性试验的必须补做漏风试验。

8 防止锅炉汽包满水和缺水事故 8.1 合理配置汽包水位计

8.1.1 汽包水位计的配置应至少采用两种工作原理共存方式，各水位计取样位置应相互独立。

8.1.2 汽包水位计配置数量必须满足汽包水位监视、给水调节参量运算及水位保护逻辑判断的需要，并且至少配置两只相互独立的就地汽包水位计。 8.2 正确安装汽包水位计

8.2.1 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口尽量避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等），如不能避开应在汽包内取样管口加装稳流装置。

8.2.2 汽包水位计、水位计平衡容器或变送器与汽包连接的取样管至少应有1：100 斜度。对于就地联通管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点式)，汽侧取样管为取样孔侧高，水侧取样管为取样孔侧低。对于差压式水位计，汽侧取样管为取样孔侧低，水侧取样管为取样孔侧高。

8.2.3 汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，汽侧取样管孔位置应高于锅炉汽包水位停炉保护动作值，并应有足够的裕量。 8.2.4 新建机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，确保符合相关技术要求。如汽包汽、水取样管之间采用平衡连通管，严禁在平衡连通管的中段引出

差压式水位计汽水侧取样。差压式水位计汽、水取样管在平衡连通管上的开孔，应与平衡连通管汽包侧的汽、水取样管开孔处于同一水平线。 8.2.5 安装就地连通管式水位计或差压式水位计的汽、水侧取样门，应使其门杆处于水平位置。取样门、汽和水侧取样管及其之间连通管，均需保温良好。取样门及取样管的通流内径不小于 25 毫米。

8.2.6 差压式水位计测量系统必须采取严格的保温、伴热等防冻措施。两个管道应平行敷设，共同保温，中间不得有保温隔离层，伴热设施对两管应伴热均匀。单室平衡容器及其形成参比水柱的管道段不得保温。各组正、负压表管的伴热电源应为不同支路，各差压变送器应安装于相互独立的保温箱内。

8.3 加强汽包水位计参量的标定和运算管理

8.3.1 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。现场应明确标注三条汽包水位基准线，即汽包几何中心线、汽包实际零水位运行线和就地水位计零水位安装线。

8.3.2 过热器出口压力大于或等于 13.5MPa 的锅炉，汽包水位计应以带压力补偿的差压式水位计为基准，必要时应对正压侧参比水柱平均温度变化造成的影响采取补偿措施。汽包水位信号测量值应采用三选中值的方式进行优选。 8.3.3 定期对汽包水位计进行零位校准。同类型水位计示值偏差大于 30 毫米时，应查明原因并予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。 8.3.4 差压式水位计进行零位校准时，应以额定汽包压力下就地非保温式水位计的零水位为校正点。

8.4 加强汽包满水和缺水定值管理 8.4.1 汽包水位高、低保护应采取独立测量的三取二逻辑方式，其中一点退出运行应自动转为二取一方式，二点退出运行自动转为一取一方式。一点或二点退出运行须经本单位生产（技术）负责人批准，限期（8 小时）恢复，并应采取相应安全措施，逾期不能恢复应立即停炉。发生三点均退出运行必须紧急停炉。 8.4.2 汽包水位的调节、报警和保护应分别取自三个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号，并且该信号应进行汽包压力和正压侧参比水柱平均温度修正。 8.4.3 锅炉启动前必须对汽包水位保护进行实际传动校检。应采用上水方法进行高水位保护试验，用排污门放水的方法进行低水位保护试验，禁止以信号短接方法进行模拟传动替代。 8.5 加强汽包水位计及相关保护系统运行维护

8.5.1 机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机组验收时必须提供汽包水位计安装、调试及试运专项报告。 8.5.2 汽包水位保护不完整严禁锅炉启动，运行中投、退汽包水位保护必须严格执行审批制度。

8.5.3 单套水位测量装置故障退出运行，应及时进行处理，并在 8 小时内恢复。处理时间超过 8 小时必须经本单位生产（技术）负责人批准，最多不能超过24 小时，同时应加强运行监控。

8.5.4 给水系统保护装置、汽包事故放水门、高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，各备用设备应处于正常备用状态并定期进行试验。退出保护装置或失去备用，必须经本单位生产（技术）负责人批准，限期恢复。

8.5.5 运行中无法判断汽包真实水位，必须立即停炉。

9 防止汽轮机组超速事故

9.1 机组各种机械超速和电超速保护等具有限制超速功能的安全自动装置均应正常投入，不能可靠投入时禁止机组启动和运行。

9.2 当机组转速表等重要运行监视表计显示不正确或失效，严禁机组启动。机组运行中失去有效的转速监视手段必须立即停止运行。

9.3 汽轮发电机组的测速装置必须分别独立安装于轴系的不同转子段，并同时独立显示机组转速。机头必须安装一套就地转速表，用于保护、控制的测速系统应实现“三取二”逻辑方式。

9.4 抽汽机组必须设置快速关闭的抽汽截止门，可调整抽汽截止门和抽汽逆止门应尽量靠近机组抽汽口。快控抽汽阀门的关闭速度应与机组调速汽门关闭速度相协调，不宜先于调速汽门关闭。

9.5 数字式电液控制系统（DEH）应具有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件，以及可全部、部分关闭的汽门活动试验功能。 9.6 在机组大联锁保护中，汽轮机跳闸必须通过程序逆功率保护联跳发电机，禁止直接联跳。在任何情况下，逆功率保护不应影响手动解列机组。 9.7 加强汽轮机油和抗燃油使用管理，防止不同油品或其他化学品混入。定期检查抗燃油的酸值、颗粒度等理化指标，避免造成电液伺服阀损坏导致调节失灵。严禁在油质及清洁度不合格的情况下启动机组。

9.8 强化新投用 DEH 系统油质检验监督工作，抗燃油系统的净化和再生装置在半年内应连续投运。

9.9 机组实施 A 级检修或影响调速系统性能指标的检修工作后，必须进行汽轮机调节系统静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常，各项性能指标合格。机组冷态启动前，应对调节系统各部套进行全面检查，严禁在调节部套存在卡涩、调节系统工作不正常的情况下启动。

9.10 机组热控保护系统不满足机组启动条件时，严禁修改控制逻辑强制机组启动。 9.11 机组发生故障跳闸，必须在查明原因并消除故障以后方可启动，禁止强行挂闸。 9.12 运行机组正常停机打闸后，必须首先确认机组有功功率降到零，再将发电机与系统解列，或者采用逆功率保护动作解列。除发电机故障和进行机组甩负荷试验外，禁止发电机带负荷与系统解列。

9.13 机组新投产或汽轮机调节系统进行重大改造后，必须进行甩负荷试验。已经投产但尚未做甩负荷试验的机组，应尽快创造条件进行甩负荷试验。

9.14 严格按照《汽轮机调节控制系统试验导则》(DL/T711-1999)和《汽轮机电液调节系统性能验收导则》(DL/T824-2002)的规定要求，定期进行危急保安器试验、电超速试验、电超速在线模拟试验、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以及其它与遮断保护有关的在线试验，及时发现和消除设备缺陷，严禁设备带病运行。 9.15 机组进行超速试验时，在满足试验条件的基础上，主蒸汽和再热蒸汽压力应尽量取规程中的下限。汽轮机任何一道进汽阀门存在严重泄漏缺陷时，禁止进行超速试验。

9.16 危急保安器动作转速一般为额定转速的 111%±1%，200MW 机组为 109%±1%，制造厂有明文规定的按厂家标准执行。

9.17 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合规定要求，否则不得投入运行。运行中严密监视电液伺服阀的工作状态，应不卡涩、不泄漏和系统稳定。A 级检修中要进行检测及维护工作，发现问题及时处理。备用伺服阀应按照制造厂的要求条件妥善保管。 9.18 主油泵轴与汽轮机主轴通过齿型联轴器或类似联轴器连接的机组，应定期检查联轴器的润滑和磨损情况，以及两轴中心标高和左右偏差情况，应严格按制造厂规定的要求安装，不得有卡涩引起轴向力的传递。

9.19 严格按照相关技术规范和检修操作规程要求，进行调节、保安系统检修工作，防止各有关部套（包括伺服阀及各类型电液转换器、门杆和操纵装置等）卡涩引起调节、保安功能失常。调节、保安系统进行在线试验和检修，必须做好事故防范措施。

9.20 机组调节系统实施重大改造，必须在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面充分论证。在 DEH 系统改造方案的确定及功能设计中，汽机专业人员必须参与。

10 防止汽轮机轴系损坏事故 10.1 防止汽轮机组轴系断裂事故

10.1.1 建立和完善转子技术档案，包括转子原始资料、历次转子检查资料、机组主要运行数据及相关事故档案，为分析研究转子工况、制订有针对性的事故预防措施创造条件。 10.1.2 机组运行期间，主辅设备超速、振动等保护装置必须正常投入。

10.1.3 严格执行超速试验规程，机组冷态启动带25%额定负荷，运行 3小时～4 小时（或按制造厂规定）后立即进行超速试验。

10.1.4 防止发电机非同期并网及发电机非全相运行。

10.1.5 新机组投产前和机组 A、B 级检修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶固定螺丝、定子铁心支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器的紧固和配合间隙完好，防松措施完善可靠。

10.1.6 运行时间达到 10 万小时以上的机组，每次 A 级检修应对转子外部进行探伤检查。对于运行时间超过 15 年、寿命超过设计使用寿命的转子，低压焊接转子，调峰起停频繁机组的转子，应适当缩短检查周期。

10.1.7 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。

10.1.8 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。

10.1.9 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。

10.1.10 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。

10.1.11 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。 10.2 防止汽轮机大轴弯曲

10.2.1 加强汽轮机基础数据与运行数据积累，包括转子（大轴）各主要监测部位的晃动值、通流部分轴向间隙和径向间隙、机组各种状态下的典型启动曲线和停机曲线、机组起停全过程主要参数及相关设备温度、油压、电流数据。

10.2.2 汽轮机系统改造后必须以书面形式通知有关生产人员，并尽快修改相应系统图及运行规程。在此运行规程修改之前，如实施运行规程未作具体规定的重要运行操作或试验，必须制定安全技术措施，经本单位生产（技术）负责人批准后执行。

10.2.3 机组启动前应严格按照运行规程检查汽轮机各项启动条件，确认主机各重要表计指示正确；汽缸温差满足要求；回热系统各加热器水位指示正常，机组各位置疏水系统工作正常；大轴晃动值不超过制造厂规定值。

10.2.4 机组启动中应严格控制汽封蒸汽温度，防止汽封系统积水或汽封蒸汽温度与轴颈温差过大。机组热态启动应根据缸温选择匹配的轴封汽源，并确保轴封系统疏水正常，在汽封蒸汽温度满足与转子温度过热度匹配要求且盘车装置运行正常后，先向轴封供汽，后抽真空。机组停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。

10.2.5 机组启动前转子连续盘车时间不得少于 2-4 小时，转子大轴晃动值不超过制造厂规定值，且与原始值相比矢量变化值不大于 0.02 毫米。

10.2.6 机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机记录进行比较，发现异常应认真分析，查明原因，及时采取处理措施。

10.2.7 机组启动中应注意主蒸汽温度与高压缸最高金属温度的匹配，保证蒸汽过热度，控制主蒸汽与再热蒸汽左右两侧的温差。汽缸主要金属温度测点应工作正常，个别测点不准确须经本单位生产（技术）负责人批准认可，并制定相应的技术措施。

10.2.8 机组疏水系统投入时，应严格监控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。

10.2.9 机组启动或低负荷运行期间，不得投入再热蒸汽减温器喷水。发生锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。任何情况下，高旁减温水的设定值应保证高旁后的蒸汽有足够的过热度。

10.2.10 机组停机时应记录转子各瓦惰走过程中参数曲线，并与历史记录进行比对，发现异常认真分析原因，及时采取处理措施。

10.2.11 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。

10.2.12 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。

10.2.13 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。

10.2.14 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。

10.2.15 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。

10.2.16 机组在启动或运行中，发生下列情况应立即打闸停机：

10.2.16.1 机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过 0.03 毫米，相对轴振超过 0.10 毫米。

10.2.16.2 机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过 0.10 毫米或相对轴振动超过 0.254 毫米。

10.2.16.3 机组运行中，轴承振动突然增加 0.05 毫米或相对轴振动超过大于0.254 毫米。 10.2.16.4 高压外缸上、下缸温差超过 50℃，高压内缸上、下缸温差超过30℃。 10.2.16.5 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在 10 分钟内突然下降 50℃。 10.2.17 疏水系统应完善保证疏水畅通的技术措施。疏水联箱标高应高于凝汽器热水井最高点标高。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开情况下，其内部压力低于各疏水管内的最低压力。疏水系统中不应存在积存疏水的死点，疏水系统最低点应加装自动疏水器。防腐蚀汽管直径应不小于φ76 毫米。

10.2.18 减温水管路阀门应关闭严密，自动装置可靠，并应装设截止门。门杆漏汽至除氧器之间的管路应装设逆止门和截止门。 10.2.19 高、低压加热器应装设紧急疏水阀，并具有根据疏水水位自动开启及远方操作功能。高压加热器水位保护应试验良好，并在高压加热器通水前投入。

10.2.20 汽封温度测点应远离喷水减温装置并靠近轴封，确保能够正确反映轴封供汽温度。 10.2.21 定期对机组监测仪表进行校验，确保仪表准确完好。大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表应纳入热工计量仪表和装置检定统计考核。 10.2.22 高压缸排汽管道应安装疏水罐报警控制系统，并定期进行检查试验，确保工作正常。 10.3 防止汽轮机轴瓦损坏

10.3.1 汽轮机辅助油泵及其启动装置应按照规程要求定期进行实验。机组启动前应进行辅助油泵全容量启动、联锁试验，辅助油泵必须处于联锁状态。冲转前应就地检查各瓦回油正常，油压、油温正常。停机前进行辅助油泵启动试验，确认油泵处于良好状态。

10.3.2 注意防止组合油箱内交直流备用油泵窝空气，确保起泵后能立即起压供油。如交直流备用油泵存在窝空气现象时，应采取措施排除空气或定期开启备用油泵，使其处于良好备用状态。

10.3.3 油系统中的冷油器、油泵、滤网等进行切换操作时，应严格按照操作票的步骤缓慢操作，注意放尽投入设备内的空气，操作中应严密监视润滑油压变化，防止切换操作过程中断油。停用调速油泵前，应确认主油泵逆止门已开启（调速油泵电流下降），主油泵工作正常后方可停调速油泵。

10.3.4 运行中应加强汽轮机油温控制，严禁超温运行。停机惰走中应逐渐降低油温，盘车中油温不宜超过 35℃。

10.3.5 机组启动过程停顶轴油泵的转速以及停机过程起顶轴油泵的转速，均不得低于制造厂规定值。

10.3.6 运行中如发生可能引起轴瓦损坏（如瓦温异常升高、剧烈振动、水冲击、瞬时断油等）的异常情况，必须确认轴瓦未损坏之后方可重新启动。 10.3.7 加强油系统油质检测，根据《L-TSA 汽轮机油》（GB11120–1989）的有关规定要求，对油质（含新油）进行化验。油质劣化迅速时，应缩短化验周期，并及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。运行中油抗氧化剂含量低于 0.15%或锈蚀试验不合格时，应按规定补加。

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