达拉特发电厂330MW汽轮机安全技术措施.docx

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达拉特发电厂330MW汽轮机安全技术措施

第八章安全技术措施

1、防止切换水泵时出口逆止门不严的防范措施

1.1将大容量电机的定期切换改为白班进行，并严格执行升级监护制度；

1.2进行泵的切换时，巡检必须就地确认备用泵具备启动条件方可切换；

1.3备用泵启动后，巡检就地确认出入口门的位置，出入口压力温度等参数汇报主控；

1.4双泵并列运行期间，操作员要认真确记并列运行的两台泵的电流、出口压力正常后，方可下令停止原运行泵；

1.5巡检必须就地检查停运泵无倒转现象，逆止门关闭，泵处于备用状态，运行泵各参数正常，将停运泵打“备用”位（三期在“联锁”位）。

1.6运行人员必须经常核实运行设备的出口或入口电动门的开度位置与集控盘信号显示一致，

2、真空泵在启停入口门故障的防范措施

2.1真空泵入口为电动门，停运真空泵时应先关闭入口电动门；

2.2如果关闭入口电动门，真空泵停运后入口气动门未关闭或出现真空下降情况，应立即将真空泵启动，如果启动条件不满足或启动不了，将真空泵至“联锁”位，利用“压力低”联锁自动启泵；

2.3联系检修检查，查明原因后依照上述方法停运真空泵。

2.4真空泵在启动时，先看冷却水的投入情况，三个气动门的开度，水箱水位全部正确。

2.5通讯畅通，备用泵启动全面检查正常，才能停止原来的运行泵。

3、防止轴封供汽系统异常真空下降的防范措施

3.1发现真空下降，应按照规程真空低处理检查真空低的原因，尤其检查轴封供汽调门与轴封溢流门的位置是否符合当时负荷下的状态；

3.2巡检就地检查轴封阀门位置状态，当发现阀门状态不正确时，不能采取将负荷，而应及时将负荷升到280MW以上，保证低压轴封自供汽源的满足；

3.3机组在降负荷的时候，及时派巡检到就地检查辅汽联箱到轴封供汽门的开度，严防低负荷的情况下，轴封供汽气动门犯卡，中断轴封供汽。

3.4一般情况下机组负荷在300MW时，轴封溢流气动门的开度在10％左右，当轴封溢流门误全开时，将负荷稳定在300MW左右，联系检修检查处理，此时严密监视凝结器的真空值。

3.5如果轴封系统正常，及时检查其它系统。

按照规程规定处理。

4、防止密封油系统的防范措施

4.1巡检日常巡视检查过程中，应对重点部位的阀门、螺栓、锁母压力表管等接口处认真检查，发现有松动、渗漏现象时在危机的情况下运行人员首先采取强行的办法堵漏，减少泄漏量，同时及时联系检修处理；

4.2密封油系统启、停逻辑修改后的异动，必须认真学习和掌握，同时，由于三期密封油系统与一二期的系统有很多不同点，逻辑部分有点区别，所以必须掌握。

4.3当出现压力低联启交、直流密封油泵时，在母管压力、密封油氢差压正常的情况下，迅速派巡检到就地检查造成密封油压力低的原因，密封油系统的运行情况，全面检查开度（小于25%），真空油箱的负压（小于-50kpa），三个油箱的油位，等等。

4.4管道的振动与油泵的振动有一定的区别，判断正确后，同时汇报领导，及技术人员，采取处理的方法。

5、集控DCS操作站（CRT）全部死机的防范措施

现象：

（1）、所有CRT画面颜色变灰或变黑，

（2）、CRT画面参数显示、报警失常，

（3）、CRT画面的设备运行状态失真，

（4）、CRT画面的所有设备不能操作，

5.1、确证死机后，即汇报、通知检修确证CRT画面全部死机，

严密监视锅炉水位电视及火焰电视，且速到6KV工作段配电室将备用给水泵“远方/就地”切换开关切“就地”，就地手动断运行给水泵开关；同时锅炉手动MFT、汽机手动打闸，发电机解列灭磁。

厂用系统按规程规定执行。

5.2手动关闭高、低旁。

果润滑油系统未联动，应及时手动启动交流润滑油泵、顶轴盘车应联起正常，

5.3、到汽机机头处查汽机转速应下降，

5.4、就地查润滑油母管压力在1.5bar以上,各瓦进油压力、振动、瓦温正常,

5.5、地检查高中压主汽门、调门已关闭，、

a）在MCC柜关闭二-------七段抽汽电动门。

检查各段抽气逆止门已强行关闭。

停本机供辅汽。

b）在MCC盘开启冷、热再热器疏水一、二次门，主蒸汽管道疏水，视情况手动稍开或全开。

c）查零米高、中压调门的前后疏水气动门、本体疏水气动门已全开。

高缸真空疏水电动门已开。

d）就地检查密封油系统、定冷水系统正常。

e）就地检查除氧器水位、凝汽器水位正常。

f）做好其他停机后的检查项目及操作。

6、转动设备启动和切换时的防范措施

6.1首先在启动前检查转动设备系统无检修工作,系统阀门位置正确,确认轴承冷却水已经投运,且水压正常.

6.2确认水箱或者油箱的液位正常，轴承润滑油油位正常。

6.3检查转动设备已经送电，并且开关在“远方”位置.

6.4按照《运行规程》的规定，就地检查转动设备的出入口门、再循环等门位置正确。

6.5在“联锁”位置按下启动按钮，检查运转设备的出口压力、电流、流量、温度等参数应在规定范围。

6.6按照《规程》就地检查备运运转设备各阀门位置符合备运条件；将备运运转设备投入“联动备运”位置。

6.7交接班检查时，必须到就地检查设备的备运状态，各阀门的开关位置和动力电源的位置应该正常。

6.8在进行运转设备的正常定期轮换时，就地必须有巡检检查并且要与集控室操作员保持联系，集控室操作员在得到巡检明确答复后方可启动运转设备，在没有得到巡检明确答复前严禁启动运转设备。

6.9运转设备启动后，要认真观察一段时间，要检查运行设备的电流、出口压力、流量、温度等参数在正常范围，否则不得停运原运行设备。

在得到巡检明确答复就地正常后方可停止原运转设备运行，在没有得到巡检明确答复前严禁停运运转设备。

停运后立即将该设备投入“联动备运”位置。

6.10在切换凝泵、疏水泵等入口为真空压力的设备时，一定要注意泵的出口压力和电流，如果出口母管压力没有变化或者启动的泵电流过小，则有可能是泵的密封水没有进入密封腔室或者密封盘根损坏导致空气进入泵壳，造成泵不大水现象这时严禁停止原运行泵。

应该立即汇报并联系检修处理，正常后方可启动。

7、关于单台循环泵运行的防范措施

7.1单台循环泵运行的情况下，启动辅机冷却水泵并联运行，同时检查-4米辅机冷却水的来水门至升压侧和未升压侧的门在开启位置；

7.2由于单台循环泵运行，循环水量减少，凝汽器的温升增大，当真空低于-82kpa或凝汽器的循环水入口温度大于25℃时，及时启动备用循环泵运行；

7.3循环水泵不论在何种状态下（无检修工作）出口门和两台循环泵的联锁开关须“投入”，上、下机架油位油质良好（清晰），油位在标定线以上；

7.4单台循环泵运行，辅机冷却水量减少，所以运行人员应加强各冷却器的检查，特别是给水泵各点的油温，磨煤机油站各点的温度，当循环水温达20℃时，及时开启机-4米工业水与冷却水的联络门；

7.5当运行中循环泵因故跳闸，备用循环泵应自动联启，且跳闸的循环泵出口门自动关闭，若跳闸的循环泵出口门未关，造成循环水短路而降低真空，此时值班员立即速派巡检，到就地开跳闸泵的出口门泄油门，强行关出口门，同时主控根据真空降负荷；

7.6当运行中的循环泵因故跳闸，备用泵未联时，值班员立即抢合备用循环泵，无效时，可抢启跳闸的循环泵一次，若抢启任意一台，视凝器汽的真空下降值减到对应的负荷，各冷却器的温度不超报警值；

7.7当运行中的循环泵跳闸，备用循环泵未联，也未抢启成功任意一台循环泵，此时，因循环水中断，凝汽器真空下降，引起低真空保护动作跳机，锅炉立即手动MFT,（其它操作按紧急停运机组处理），此时严密监视低压缸的排汽温度，及时关闭循环水至升压侧和未升压侧的阀门，保证辅机冷却水源正常，联系检修到场查找循环泵跳闸、未联的故障原因，当低缸排汽温度大于50℃时，禁止凝汽器通水，同时尽量减少进入凝汽器的疏水，即热源。

启动另一台真空泵运行。

总之，由于单台循环泵运行，安全系数相对降低，要求各值的机巡检值班员加强循环泵、辅冷泵就地检查次数，及时启动运行循环泵对应的清污机，在单台循环泵运行期间，每周进行倒泵运行，具体时间由机专工安排，并就地指挥，机组长和主控做好循环泵故障的各种事故预想，使机组安全稳定运行。

8、单台循环泵运行且无备用泵的防范措施

8.1值班员加强监盘质量，特别是对循环水温度、凝结器的真空、运行循环水泵的电流、电机线圈温度、导瓦各点温度的监视；

8.2巡检应增加对运行循环泵的检查次数，特别是上下机架油位、油质的检查，振动、异音、就地电流表的变化，冷却水的检查；

8.3每班清污机的启停次数由一次增加到二次，启停时就地必须有人；如果杂物多时相应增加启停次数延长运行时间；

8.4副控或主控每班至少到就地检查一次；

8.5控制循环水入口温度在8－15度之间，如果水温超过15℃，启动辅冷泵运行；

8.6值长必须了解运行循环泵运行情况，发现异常及时联系汇报。

8.7由于由于单台循环泵运行，随着室外温度的升高，循环水温度升高，凝结器的真空下降，所以当凝结器的真空低于－76kp，或低压缸的排气温度大于或等于50℃时，机组长立即汇报值长，开始减负荷，直到凝结器的真空大于－76kp或低压缸的排气温度大于50℃为

8.8如果循环泵在运行中发生电机冒烟、明显的金属摩擦声、威胁人生安全时，立即减负荷到最低值、启动交流油泵，打闸停机，按紧急停机处理。

8.9一但机组无循环泵运行，保持辅冷泵运行，同时开大工业水与循环水的联络门，联系化学启动一期两台工业水泵，关闭凝结器循环水的人口门，保证足够的冷却水维持给水泵、真空泵、定冷水泵等冷却器的冷却水，同时将备用泵冷却器的冷却水人口门关闭。

8.10切断进入凝结器的一切汽源，即关闭加热器的空汽门，加热器的事故疏水门。

8.11监视低压缸的排汽温度、凝汽器的真空，排汽温度大于50℃时，禁止向凝结器通水。

9、机组全部跳闸全厂停电汽机黑启动的措施

9.1、现象

9.1.1.全厂汽轮机组全部跳闸、负荷到零、汽机转速下降；交流照明熄灭,事故照明亮

9.1.2.场房内声音突变,所有运行交流电机停止,电流至零,备用交流转动机诫的设备不联动

9.1.3.辅机压力、流量迅速下降

9.1.4.锅炉汽温、汽压下降

9.2、原因

电气方面发生故障，网控开关跳闸…….

9.3、处理

9.3.1迅速检查直流润滑油泵、直流密封油泵是否联动；否则手动抢合；检查润滑油母管压力0.09～～0.1MPa、密封油差压＞0.05MPa。

9.3.2关闭所有进入凝汽器的疏水手动门（应该首先关闭高加至凝汽器空气门、辅汽联箱至凝汽器疏水门、低加至凝汽器空气门），严禁向凝汽器排热汽、热水，防止低压缸安全门爆破。

如果低压缸安全门爆破则立即联系修补低压缸安全门，同时立即较紧所有进入低压缸的疏水门

9.3.3给水泵密封水倒排地沟，防止给水泵油中进水，报告值长选择一到两台机组的B7利用锅炉余热供给辅汽汽源，以保证在真空未到零之前的轴封供汽。

如果低压轴封供汽温度大于200℃或者B7供汽温度急剧下降，此时应该立即停运轴封供汽。

9.3.4检查所有抽汽逆止门自动关闭（尤其五段抽汽逆止门），关闭2～7段抽汽电动门。

由于电动门无电，首先手动关闭五段、七段、六段以防蒸汽返入汽轮机。

9.3.5将已停运的辅机【停止】按钮按下、【联锁】开关打至【解除】位置，备用辅机退出备用，开关打至【解除】位，即切除“联锁”，以防厂用电恢复后自动启动。

9.3.6柴油发电机自启动后，应启动交流润滑油泵、检查顶轴油泵启动、盘车延时15秒自动启动（如果盘车因为其它原因无法启动，则一定坚持手动盘车，绝对不允许不手动盘车直接启动电动盘车），主密封油泵自启动，不自启动应该立即手动启动，油压正常后停止直流润滑油泵及直流密封油泵。

9.3.7如果备用电源及柴油发电机因故暂不能投入时，转子静止后应按盘车电机跳闸有关规定按时进行手动盘车。

9.3.8注意凝汽器排汽温度及凝汽器真空，凝汽器真空到零时应立即停止轴封供汽，停止轴封系统运行。

9.3.9厂用电恢复后

9.3.9.1首先启动交流润滑油泵、顶轴油泵、主密封油泵，进行手动盘车应轻快，可投入功能组进行连续盘车。

9.3.9.2恢复循环水泵运行，如低压缸排汽温度在80℃以上，禁止向凝汽器通水，如低压缸排汽温度50℃以上，通水时首先启动辅机冷却水泵，打开进入凝汽器联络门，让少量冷却水进入凝汽器进行冷却，没有负辅机却水泵应用凝汽器循环水出口门控制循环水量，逐渐降低排汽温度，直至排汽温度50℃以下方可大量通循环水；恢复冷却水系统、启动冷升泵运行。

9.3.9.3恢复凝结水泵运行向除氧器上水，除氧器水位正常后，根据锅炉要求启动给水泵运行向汽包上水。

9.3.9.4锅炉点火后，全部打开所有至凝汽器的疏水门、全开三大疏水，一定进行充分的疏水；如果辅汽联箱不具备进汽条件，则应该首先打开再热器对空排，等待再热蒸汽参数合格后，打开B7至辅汽联箱联络门、打开辅汽联箱疏水门充分疏水参数合格后，向辅汽联箱供汽，辅汽联箱应进行充分疏水。

9.3.9.5投入轴封系统，启动真空泵；真空正常后，给水泵密封水倒排凝汽器，恢复打开所有进入凝汽器的疏水，注意监视上下缸温差和汽轮机的胀差的变化。

9.3.9.6恢复密封油贮油箱排烟风机、密封油真空泵、主油箱排油风机运行。

9.3.9.7根据汽轮机缸温选择合适的主、再热汽温冲车、定速。

9.3.9.8发电机并网后立即升负荷、防止高、中压缸冷却。

说明：

这种情况下一定特别注意，首先要快速关闭所有进入凝汽器的高压疏水，以防低压缸安全门爆破；还有注意以最快的速度将给水泵密封水排地沟，防止给水泵油中进水乳化；另外一旦盘车跳闸，要以最快的速度手动盘车（禁止用加长套管和天车强行盘车）。

10、防止汽轮机轴封供汽异常的技术措施

10.1、汽轮机各台机组的门杆漏汽量的大小不同，所以当机组的负荷在一定值时，不能满足本身的自供轴封汽源，当机组从满负荷降低时，必须监视CRT轴封系统画面中，低压缸轴封供气溢流门（该门为调节门，一但有开度即变为红色），和辅联供轴封的调节门及凝汽器的真空变化值。

同时派人到就地检查上述两门的开度，确证气动调节门的动作正常。

10.2、当汽轮发电机组降负荷后，门杆漏汽不能满足轴封自供汽源时，辅汽联箱至轴封供汽调节门应开启。

供低压缸轴封汽源溢流调节门应关闭。

若因辅联供轴封的气动调门该开未开，应立即手动强制开启。

在条件许可的情况下，迅速增加汽轮发电机电负荷，确保轴封供汽量。

防止空气从低压缸轴封处进入凝汽器。

此时监视凝汽器的真空、汽轮机的胀差、和各瓦的振动变化值。

10.3、汽轮机一般在250MW以上时，门杆漏汽能满足轴封自供汽源。

辅汽联箱至轴封供汽调节门在全关状态。

防止长期连续运行的机组该门犯卡，应进行定期活动，活动周期每季一次。

由汽机专工牵头，热工配合。

在300MW以上负荷时活动供汽调节门。

运行人员应注意低压缸供汽溢流门和凝汽器的真空，低压缸排汽温度。

和低压缸轴封供汽温度，运行人员将活动情况记录在当班的日志中。

10.4、为了保证辅汽供轴封的汽源质量，要求运行机组的辅汽联箱压力不得低于0.5MPa，辅汽联箱至轴封供汽调节门前的温度在200℃以上。

11、无备用给水泵期间的防范措施

11.1机组负荷最大320MW；

11.2密切监视两台运行中的给水泵运行情况；

11.3增加对运行给水泵的巡检次数，巡检每半小时检查一次，主控班中不得少于2次，要求掌握给水泵电流，流量，工作油、润滑油进、出口油温，偶合器各轴承温度，泵组轴承温度，推力轴承温度，电机线圈温度等；

11.4在负荷、主蒸汽压力大幅波动时，加强给水泵的检查，发现给水泵组有异常变化（温度快速上升等）立即降负荷，锅炉手动减煤至变化平缓；

11.5机组负荷280MW以上时，发生给水泵跳闸，炉侧应紧急停运上层磨，同时将另外两台磨煤量减少至80吨，如果跳闸给水泵不是由于电气保护动作，可以抢合事故泵一次。

抢合不成功严禁再次启动。

机侧根据主汽压降负荷（严禁高旁动作），保证运行泵不超过额定出力。

12、防止水淹负四米事故的技术措施

12.1每年汛期前要对厂房、循环泵房的负四米的电缆沟进行检查，发现问题及时整改。

12.2厂房负四米的排污泵运行状态良好、具有良好的联锁关系。

12.3要有储存足够的潜水泵备用容量，以便在事故情况下能够及时投入运行。

12.4发现厂房负四米水位异常升高，值班员应该及时汇报主管领导，联系相关部门预备防汛器材。

12.5厂房负四米水位异常升高，应该立即检查进水地点，并尽可能消除漏水故障点。

12.6如果故障点无法及时消除，确证负四米的排污泵运行，并应立即投入潜水泵运行。

12.7采取强有力的措施确保厂房负四米的设备安全运行。

12.8如果厂房负四米的水位无法恢复正常，应立即将所有厂房负四米的运行电气设备停运并停电。

12.9要将事故产生的原因查明，并立即消除整改事故隐患。

13、夏季凝结器真空低的防范措施

13.1为防止由于真空低而造成跳机事故，保证机组安全稳定运行，要求运行值班人员严格监视CRT凝结器真空值的正确性，经常与就地表计和记录表计对造。

13.2当确证凝结器真空下降到－76Kpa时，及时启动备用真空泵，维持凝结器的真空大于－76Kpa。

13.3若真空难以维持－76Kpa以上时，可申请值长，适当降负荷运行，观察凝结器的真空变化值。

13.4备用真空泵应保持良好备用状态，加强运行泵与备用泵的检查，冷却器脏污及时记缺，联系检修处理。

13.5打开负4米工业水与辅机冷却水的联络门，降低冷却水的温度，必要时启动辅机冷却水泵，增加冷却水的流量，都可以提高真空泵的效率。

1防止汽轮机组超速的技术措施

1.1为防止汽轮机组超速重大恶性事故，结合本厂的设备特点和《反事故技术措施》的要求，特制定此技术措施，供从事汽轮机专业的所有检修人员、技术管理人员和运行人员学习，并贯彻落实。

1.2MICROREC两个独立的超速保护必须投入运行，若两个独立的超速保护不能可靠动作时，禁止将机组投入运行或继续运行。

1.3机组在启动冲车前，定速后并网前，以及正常运行中每周的主汽门、调门活动试验，均必须在MICROREC触屏上用模拟方式进行通道Ⅰ、Ⅱ的超速保护试验，确证双通道动作良好，并测试汽门关闭时间应符合设计要求，确证高、中压主汽门、调速汽门及各段抽汽逆止门均能迅速关闭。

1.4按规程规定的时间，定期进行主汽门、调速汽门和抽汽逆止门的活动试验，以避免汽阀卡涩。

当某一抽汽逆止门存在缺陷时，禁止汽轮机使用该段抽汽运行，当主汽门和调速汽门活动失灵时，应在当天内分析原因予以消除，不能在运行中消除时，即应申请停机消除。

1.5机组做真实超速试验前，必须先做手动停机试验，确认就地和远方停机试验合格后，允许做超速试验，并请专人负责就是和远方停机按钮，当转速超过3300rpm而GSE系统的速保护未动作时，立即手动停机。

1.6在正常停机时，机主控人员应提前了解逆功率保护投入情况，若逆功率保护故障而不能正常动作时，在打闸后，应先检查有功功率表到零，千瓦时表停转或逆转以后再将发电机与系统解列，一般采用逆功率保护动作解列。

1.7MICROREC触屏上各功能均能正常工作，功能试验投入，切除符合设计要求，出现故障要及时联系热工检修人员消除，并汇报电厂有关人员。

1.8必须保证GFR、GSE系统的油质清洁、无水无杂质，油质标准不低于NSAI638中和7级，蒸汽品质应符合要求，防止门杆结垢卡涩，保证汽门能迅速严密关闭。

1.9汽轮机在正常运行的情况下，发电机出口开关动作，造成机组甩负荷时，立即监视转速的变化，倘若升速到3300rpm而保护未动时，应手动打闸，切断所有汽源，待转速下降至2700rpm时破坏真空，；甩负荷后如调节系统严重摆动，无法维持空负荷运行时，应打闸停机；注意监视机组的振动，如振动值超限或出现油膜振荡现象，应立即停机；注意高缸的隔离，重点监视高缸排汽温度的变化，超过定值时，应自动停机；主、再热汽温剧烈变化超过定值时，应立即停机，运行人员应做好厂用电全停，锅炉超压的事故预想，同时注意辅汽联箱的压力。

2防止汽轮机大轴弯曲及通汽部分损坏事故的技术措施

2.1造成汽轮机大轴弯曲的因素，主要有二大类：

一是转子动、静部分产生磨擦；二是汽缸进冷汽、冷水，使转子局部受到急骤冷却，根据达电机组的结构特点，参照《反事故技术措施》的要求，制定我厂防止汽轮机大轴弯曲及通流部分损坏事故的技术措施，

2.2机组冲车前，必须保证连续盘车24小时以上，且盘车运行正常，盘车转速在54rpm，电流不超过30A。

2.3机组启动前，必须检查大轴挠度，上、下缸温差，各点金属温度。

轴向位移，各缸膨胀值等，严格按照《运行规程》汽轮机启动或并入电网的条件执行，不具备启动条件严禁强行启动。

2.4汽轮发电机组的轴系统振动，轴瓦温度监视和推力瓦温度的监视，以及各保护装置，必须正常投入，否则及时联系热工人员处理。

2.5机组启动升速过程中，应严密监视轴振动（在CRT上和就地检查）并与正常值相比较，在2900rpm以下，转子过轴振超过180uDA时保护动作自动停机，若自动停机失灵或非临界转速，振动超过130uDA，立即手动停机，改为盘车状态，查明原因。

2.6大轴弯曲事故，一般发生在热态启动，所以热态启动，上下缸温差必须小于60℃，严格执行《运行规程》对热态启动的规定和热态启动注意事项，投轴封前必须将轴封系统的疏水排尽，轴封自动供汽装置可靠工作，汽源参数满足要求。

2.7启动过程中，如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火花时，应立即手动停机，停机后认真分析原因，将缺陷消除，并采取针对性技术措施，方可慎重再次启动。

2.8严禁汽轮机组在临界转速下，停留或重新启动。

2.9锅炉点火时，就地检查高缸排汽逆止门处于关闭状态，将冷再至辅机联箱手动门关闭（正常运行中应开启10扣左右），电动门处于关闭状态，防止冷汽进入汽缸。

2.10运行期间，若发现转子偏心度超过最高允许值，应停止连续盘车，要迅速查明原因并消除，待偏心度恢复至正常值后再投入盘车连续运行。

2.11短时间停止盘车运行，应准确记录盘车停止时间及当时的转子偏心度，工作结束根据转子偏心度的变化决定是否直轴或投入连续盘车。

2.12盘车装置故障造成盘车不动时，应查明原因尽快消除，并设法手动盘车180度，待转子偏心度正常，且能自由转动时，方可投入连续盘车，禁止用机械手段强制盘车或强行冲转。

2.13机组启动中，蒸汽温度在10min内上升或下降50℃时，应打闸停机。

2.14启动过程中，若主再热汽管道阀门门杆冒白汽，应立即打闸打机。

2.15严密监视机组启、停时，或正常运行中各加热器的水位，除氧器的水位和凝结器的水位，发现问题，及时进行调整和处理，防止抽汽系统向汽缸返水。

2.16机组启、停过程中，做好疏水系统的调整和检查，必须到就地进行检查阀门的位置，手感疏水是否畅通，注意疏水扩容器水位，防止疏水系统向汽缸返水。

2.17所有抽汽逆止门定期试验，关闭性能达到动作良好，关闭严密，高加高水位保护应随高加一起投入运行，定期试验动作良好。

2.18机组打闸后，在转子惰走过程中，应当保持轴封供汽压力，以防冷空气顺轴封进入汽缸，造成上、下缸温差增大。

2.19在锅炉汽温明显下降期间，禁止机组进行加负荷操作。

2.20机组启、停应注意监视汽缸膨胀情况，防止汽缸横向偏移和纵向不膨胀，不收缩有卡涩现象，发现类似问题停止启、停，及时查找原因，妥善处理。

3防止汽轮机组断油烧瓦事故的技术措施

3.1为防止汽轮机组断油烧瓦事故，根据《反事故技术措施》的要求，结合我厂机组的特点，制定本措施，请认真执行。

3.2运行时要严密监视轴瓦钨金温度，恒温阀后温度，以及油箱的温度（以便判断回油温度）油箱油位，发现异常，应按规程规定果断处理，上述各点温度。

压力