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操作票是运行人员将电气设备由一种运行方式转换为另一种运行方式的操作 依据。操作票中的操作步骤具体体现了设备转换过程中合理的先后顺序和需要注 意的问题。填写正确的操作票是防止电气误操作事故发生的重要措施和基础， 工作票是工作人员对电力设备进行检修维护、缺陷处理、调试试验等作业的 依据。工作票不仅对当次工作任务、人员组成、工作中注意事项等作出了明确规 定，同时也对检修设备的状态和安全措施提出了具体要求。填写正确工作票是保 证工作任务完成和确保工作人员及设备安全的重要措施。 《电业安全工作规程》对操作票、工作票制度（“两票”制度)的执行做出了 具体规定。在实际工作中，“两票”制度对于保证电力企业的安全生产发挥了重 要作用。但是还存在部分人员安全意识不强、工作责任心差、违章作业等问题 严重影响了安全生产，导致了事故的发生。 例如：1994年6月14日中午，佳木斯发电厂对220kV佳鹿线2133断路器缺陷进 行处理，工作结束后，工作票交回，运行人员开始做2133断路器恢复运行的准备 工作。班长在接到值长命令后，令操作人、监护人开始执行将佳鹿线2133断路器 恢复运行的倒闸操作。当操作人、监护人已完成2133断路器与母旁2120断路器并 列，执行完断开2120断路器，拉开2120丙隔离开关后，于同日14：07开始执行拉 2133丙隔离开关的操作，2人走错设备位置，走到2133乙隔离开关处，2人没有认 真核对隔离开关名称是否正确，只看上面有2133字样，就误认为2133乙是2133丙 隔离开关，并将其拉开。由于这时佳鹿线负荷已经2133断路器、2133乙隔离开关 送出，所以造成2133乙隔离开关起弧引起三相短路，2133断路器保护动作跳闸， 佳鹿线停电

原文：“2.2严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发 主疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许

原文：“2.5采用计算机监控系统时CNCA/CTS 0026-2008 食品安全管理体系 饮料生产企业要求（已作废），远方、就地操作均应具备电气闭锁 功能。”

原文：“2.5采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁

功能。” 远方操作是指在变电所(或发电厂)控制室监控系统后台机上进行的操作。就 地操作系指在开关场一次设备的动力箱上进行的操作。在采用常规“一对一”控 制方式时，隔离开关及接地开关的远方及就地操作，其电气操作回路均具有闭锁 功能，这样从电气操作回路本身就避免了带负荷拉(合)隔离开关、带电合接地开 关的可能性。因此，要求当变电所(或发电厂)采用计算机监控系统替代常规的 对一”控制方式时，隔离开关及接地开关的远方及就地操作，其电气操作回路 也应该具有闭锁功能，以替代常规“一对一”控制方式下的电气闭锁功能，确保 在电气操作回路上就避免带负荷拉(合)隔离开关、带电合接地开关的可能性。在 此，重点强调要求远方、就地操作具有电气闭锁功能，从电气操作回路本身就避 免带负荷拉(合)隔离开关、带电合接地开关，这里电气闭锁一词主要区别机械闭 锁。 电气闭锁也可以多种方式实现，计算机监控系统由于已经采集了全站遥信 遥测量，可由它输出具有闭锁功能的触点串人操作回路来实现就地及远方操作电 气闭锁的功能；也可以用微机方式构成；也可用电磁型继电器和硬布线逻辑回路 构成。对于现有变电所(发电厂)改造为计算机监控系统的，可以根据原有设备特 点以微机方式构成或用电磁型继电器和硬布线逻辑回路构成电气闭锁

原文：“2.6断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断 路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。”

原文：“2.6断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断 路器或隔离开关的辅助触点：操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。”

凡参加闭锁的断路器或隔离开关(包括接地开关)均应输送出其辅助触点，用 于构成闭锁逻辑回路，而不能使用其辅助触点的重动继电器的触点，这样就可保 正即使在变电间隔进行停电检修时，其断路器或隔离开关包括接地开关)送出的 用于闭锁逻辑判断的辅助触点也能真实地反映断路器或隔离开关（包括接地开关） 的实际状态。考虑到万一由于辅助开关出现故障，不能真实地反映断路器或隔离 开关(包括接地开关)的实际状态，导致闭锁逻辑出现误判断，因此在本条后半部 分又强调了操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。 例如：1999年4月17日，阳逻电厂发生升压变电所带电合接地开关的事故。由 十隔离开关送给微机防误装置的位置触点采用了其辅助触点的重动继电器的触点 而没有直接送隔离开关辅助触点，在该间隔进行停电检修时，因操作电源被断 开，重动继电器返回，其触点不能真实反映隔离开关的实际状态，造成微机防误 表置误判闭锁条件满足，运行人员操作接地开关时又没有以隔离开关的实际状态 为准，造成了带电合接地开关的恶性事故

2．11强化岗位培训，提高人员的技术素质，要求持证上岗。”

为了有效地防止电气误操作，要求凡有可能引起电气误操作的高压电气设备 均应装设防误装置，防误装置应能实现防止误分(误合)断路器、防止带负荷拉( 合)隔离开关、防止带电挂(合)接地线(接地开关)、防止带地线(接地开关)合断路 器(隔离开关)、防止误人带电间隔等五防功能。“五防”功能中除防止误分、误 合断路器可采用提示性的装置外，其他“四防”均应用强制性的装置。因此，要 抓紧装设防误装置，新建、扩建的发电、变电工程的防误装置应与主设备同时投 运；对于已投产尚未装设防误装置的发电、变电设备，要根据设备发生误操作的 危害性和资金状况，制定出切实可行的规划，限期完成装设工作。并且在新建、 扩建和改造的发电、变电工程中，应选用五防功能应齐全、性能应良好的成套高 压开关柜。 第三章防止大容量锅炉承压部件爆漏事故 原文：“为了防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，应严格执行《锅炉 压力容器安全监察暂行条例》、《蒸汽锅炉安全技术监督规程》、《压力容器安 全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》(DL612一1996)、《电 力工业锅炉压力容器检验规程》(DL647一1998)、《火力发电厂金属技术监背 规程》(DL438一2000)以及其他有关规定，把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故白 各项措施落实到设计、制造、安装、运行、检修和检验的全过程管理工作中，并 重点要求如下。” 锅炉承压部件的爆漏是指因某种原因使管壁的局部应力超过材料的屈服极限 持久强度而发生爆漏。通常包括材料不当、管壁磨损、腐蚀、侵蚀减薄使应力

为了有效地防止电气误操作，要求凡有可能引起电气误操作的高压电气设备 均应装设防误装置，防误装置应能实现防止误分(误合)断路器、防止带负荷拉 合)隔离开关、防止带电挂(合)接地线(接地开关)、防止带地线(接地开关)合断路 器(隔离开关)、防止误人带电间隔等五防功能。“五防”功能中除防止误分、误 合断路器可采用提示性的装置外，其他“四防”均应用强制性的装置。因此，要 抓紧装设防误装置，新建、扩建的发电、变电工程的防误装置应与主设备同时投 运；对于已投产尚未装设防误装置的发电、变电设备，要根据设备发生误操作的 危害性和资金状况，制定出切实可行的规划，限期完成装设工作。并且在新建、 扩建和改造的发电、变电工程中，应选用五防功能应齐全、性能应良好的成套高 压开关柜。

第三章防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

原文：“为了防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，应严格执行《锅炉 压力容器安全监察暂行条例》、《蒸汽锅炉安全技术监督规程》、《压力容器安 全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》(DL612一1996)、 《电 力工业锅炉压力容器检验规程》(DL647一1998)、《火力发电厂金属技术监督 规程》(DL438一2000)以及其他有关规定，把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故的 各项措施落实到设计、制造、安装、运行、检修和检验的全过程管理工作中，并 重点要求如下。” 蜗炉承压部件的爆漏是指因某种原因使管壁的局部应力超过材料的屈服极限 持久强度而发生爆漏。通常包括材料不当、管壁磨损、腐蚀、侵蚀减薄使应力

升高、管壁超温使材料组织发生劣化而导致材料强度下降以及附加应力或交变应 力等因素使管壁发生爆漏， 大容量锅炉承压部件爆漏是造成大型火电机组强迫停运的主要原因，根据 2000年全国200MW及以上火电燃煤机组可靠性统计，锅炉设备所造成的非计划 时间约占全部非计划停机时间的53.1%，其所造成的非计划停机次数约占全部 计划停机次数的48.9%，其中四管爆漏所造成的非计划停运时间约占锅炉设备 计划停运时间的80.8%，其所造成非计划停运次数约占锅炉设备非计划停运次 的60．5%。因此，为了有效地预防大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，必须产 格按照有关的规程和规定，对大容量锅炉承压部件实施从设计、制造、安装、运 行、检修和检验的全过程管理。 第一节锅炉安全性检查 原文：“3.1新建锅炉在安装阶段应进行安全性能检查。新建锅炉投运1年 后要结合检查性大修进行安全性能检查。在役锅炉结合每次大修开展锅炉安全性 能检验。锅炉检验项目和程序按有关规定进行。” 一台电站锅炉将消耗几千吨钢材，并具有数万个焊口，而锅炉设计、制造、 安装的质量将直接关系到锅炉能否长期安全稳定运行。 例如：元宝山电厂2号600MW机组锅炉，由于锅炉炉膛设计偏小，锅炉满 运行时结焦严重，导致机组不得不降低出力(550MW)运行。 义如：上海锅炉厂早期300MW机组1025t/h直流锅炉，由于水冷壁管管径 过细，刚性差、热敏感性强、水动力难以调整，而造成水冷壁管频繁性泄漏。 因此，要求新建锅炉在安装阶段和投运1年后应进行安全性能检查。加强锅

的制造、安装阶段质量检验、监督，深入掌握锅炉在设计、制造及安装阶段情况 可以对不合理的设计、制造、安装缺陷及时予以更正，也可以保证各项反事故 措施的落实，杜绝事故隐患。同时也要对在役锅炉进行安全性检验。加强锅炉承 压部件的技术监督，准确掌握锅炉的安全状况，及时发现存在的问题，以便进行 相应维护、改造。 第二节防止超温和超压

、条文3.2.1、3. 2.2、3.2. 3

原文：“3.2.1严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（ 指能正确指示水位的水位表数量)、安全阀解列的状况下运行。 3.2.2参加电网调峰的锅炉运行规程中应制定相应的技术措施。按调峰设 计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷 的下限应由水动力计算、试验及燃烧稳定性试验确定，并制定相应的反事故措施 3.2.3对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有 完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。” 锅炉的管壁在高温烟气中受热，如果得不到可靠的冷却，其运行温度超过设 计值或超过运行时限发生损坏，称为超温(过热)。由于锅炉管道内部堵塞、缺水 水循环破坏或膜态沸腾等原因，造成管道短期超温爆破，大部分短期超温损坏 处呈现明显的胀粗变形，在破裂处呈现力刃状边缘。中、长期超温是因为钢材长 期工作在螨变温度以上，金相组织发生变化，包括珠光体球化、碳钢和钼钢的石 墨化、奥氏体钢发生相沉淀等，从而降低了金属的晶间强度而损坏。这种损坏

管壁没有明显减薄，厚唇状断口是高温端变的特征。锅炉管壁超温是导致锅炉承 压部件爆漏的一个重要因素。 例如：1991年韶关电厂4号锅炉重复发生的水冷壁爆管事故。1991年3月21日 韶关电厂4号锅炉小修结束，汽轮机超速试验完毕准备并网时，突然炉膛一声巨 响，汽包水位直线下降无法控制，紧急停炉。检查发现前墙水冷壁爆管一根，爆 口在卫燃带附近10Ocm处，爆口附近同一循环回路共有25根管产生不同程度的变形 。经抢修更换爆破的和变形严重的水冷壁管14根。于24日18时再次点火，25日03 24带负荷40MW主蒸汽压力9.3MPa，主蒸汽温度490℃，电接点水位计指示+301 炉内又发生一声巨响，汽包水位直线下降无法维持，再次紧急停炉。检查发现 后墙水冷壁管一根爆破，爆口在卫燃带上方约80em处，爆口周围10多根水冷壁管 不同程度变形。这两次爆管的情况基本相同，经检查外观爆口特征和金相分析， 断定为短期超温爆管，事故是由于运行人员在锅炉起动过程中，两次未按规定清 洗汽包就地水位计，而且未与电接点水位计核对，控制室内机械水位计和自动记 录水位计不能正常投入运行，电接点水位计与就地水位计不符，而出现假水位工 况未能及时发现，致使锅炉严重缺水爆管 义如：1991年洛河电厂发生1号锅炉导汽管爆破事故。1991年8月22日17：45 1号锅炉点火起动；22日20：55，1号汽轮机冲转；23日06：42，并网带负荷20 30MW负荷，汽轮机、电气做试验；23日14：45，带负荷60MW，投粉一层；23日 时，导汽管爆破，被迫停炉。事故的主要原因是由于锅炉水动力调整不当，使各 屏水流量不均匀，造成导汽管超温爆管。 因此，要有效地防止锅炉超温爆管事故的发生，应根据不同的起因，采取不 同的防范措施。对于短期过热引起的爆管，一般要求防止锅炉汽包低水位、过量

使用减温水引起过热器内水塞和作业工具、焊渣等异物进入锅炉管道而造成堵塞 等措施。对于长期超温引起的爆管，就要弄清由于锅炉热力偏差、水力偏差还是 结构偏差所引起的超温，以便采取相应的对策

二、条文 3. 2. 4

原文“3.2.4锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。 3.2.4.1大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安 全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。 3.2.4.2锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进 入试验现场。” 锅炉超压也是导致锅炉承压部件爆漏事故的一个重要因素，甚至可以造成设 备的严重损坏。 列如：1996年石景山热电厂发生4号670t/h锅炉超温、超压事故。1996年3月 13日00：29，4号机组由于直流控制电源总熔丝熔断，造成直流操作电源消失，4 号机组跳闸，汽轮机主汽门关闭。因“机跳炉”联锁未投入运行，机组甩负荷后 燃料没有联动切断。运行人员在事故处理过程中，尤其当手动开启脉冲安全门锅 炉压力不降时（四个主蒸汽系统的安全门拒动），没有按规程果断切断制粉系统， 致使锅炉承压部件严重超温、超压(最高主蒸汽压力达21.3MPa、主蒸汽温度达 576℃，而额定过热器出口压力为13.7MPa、汽包压力为15.88MPa、主蒸汽温度 为540℃）。 为防止大容量锅炉超压，锅炉均安装有安全阀。当锅炉压力达到一定值时， 其安全阀能突然起跳至全开，自动对锅炉进行泄压，并目为了限制蒸汽排放损失

当锅炉压力恢复正常或稍低的压力后，安全阀将自动关闭。因此，锅炉安全阀 是防止锅炉超压的重要安全附件，严禁锅炉在解列安全阀状况下运行。 为保证锅炉安全阀在一定值下能够准确动作，要求锅炉安全阀进行热态整定 也就是在锅炉压力实际达到安全阀的整定值时，调整安全阀使其能自动开启 以排除多余介质，保证锅炉在额定压力下正常工作。 锅炉超压水压试验是指锅炉进行1.25倍工作压力下的水压试验，以考核锅 管系的强度。 由于在进行锅炉超压水压试验和安全阀热态整定时，锅炉压力均超过正常工 作压力，因此，为保证人员和设备的安全，锅炉进行超压水压试验和热态安全阀 交验时应制定专项安全技术措施。运行人员要严格按安全技术措施的要求进行操 作，以防止锅炉升压速度过快或压力、汽温失控而造成锅炉超压超温，并且严禁 非试验人员进入试验现场。在进行超压水压试验时，在保持试验压力的时间内不 准进行任何检查，应待压力降到工作压力后，才可进行检查。 目前，国产机组对主、再热蒸汽管道在安装阶段是否进行水压试验，尚没有 明确的规定。在实际安装过程中很多单位没有对其进行水压试验，主、再热蒸汽 管道的支吊架机构也就没有得到强度方面的考核，而机组投产运行后又往往会出 现问题。因此，应引起人们的注意。国外机组如GE公司机组，明确地要求主、 热蒸汽管道要进行水压试验

第三节防止受热面大面积腐蚀

第三节防止受热面大面积腐蚀

原文：“3.3.1严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》 GB12145一1999)、《火力发电厂水汽化学监督导则》(DidT561一1995)、《关于 防止火力发电厂凝汽器铜管结垢腐蚀的意见》【(81)生技字52号]和《防止电厂锅 炉结垢腐蚀的改进措施和要求》[(88)电生字81号、基火字75号1以及其他有关规 定，加强化学监督工作。 3．3．2凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝汽器铜管发生泄漏、凝结 水品质超标时，应及时查找、堵漏。 3．3．3品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷 壁结垢超标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。 3.3.4按照《火力发电厂停(备)热力设备防锈蚀导则》(SD223一1987)进 行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。 3.3.5加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。 3．3.6安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行探伤检查。” 锅炉受热面腐蚀减薄损坏，因涉及范围大，一旦暴露，常导致重复爆漏事故 而且修复工作量大。 例如：1992年大港电厂发生3号炉水冷壁爆管事故。3月12日18：10，3号 320MW机组带200MW负荷运行时，发现机组负荷由200MW下降到160MW，蒸 680t/h下降到500t/h，给水流量由680t/h上升到730t/h，过热蒸汽压力由15 2MPa下降到13.3MPa，过热蒸汽温度由523℃上升到552C，炉膛负压大幅度 动，火焰电显示云雾状，运行人员现场检查锅炉19m标高燃烧器B角处响声较大 机组长判断为锅炉水冷壁爆管，随后机组停运。经检查发现炉膛为B角右侧墙标

19.5m处第10根水冷壁管出现38mmX100mm的开窗状脆性爆口，该管内壁有产 蚀，使内径Φ44.5mm、壁厚5.1mm的水冷壁管减薄到3.1mm；并且还发现燃 高温区的大面积水冷壁管向火侧结有2mm以上的铁垢，垢下有溃疡腐蚀凹坑，管 减薄，有的减薄2mm以上，腐蚀坑下有金属宏观裂纹和微裂纹，腐蚀产物是高价 化铁。大面积水冷壁管失效的主要原因为：3号机组因制造质量、设计和安装质量 等原因，长期分部试运，锅炉虽在长期停运期间采取必要的保养，但机组大部分 热力系统无法保养，发生腐蚀，而该厂文对水质恶化的处理不够重视，凝结水除 盐设备未能投入运行，低压加热器频繁跳闸，投入不正常，致使进人除氧器的凝 结水温度偏低，而除氧器又未全面调试，不能正常除氧，从而导致给水中含氧、 含铁量长期超标。因此，铁就随给水进入锅炉，全部沉积在水冷壁管上，铁垢的 存在引起其沉积物下的垢下腐蚀，而铁垢又将引起水冷壁管的过热，金属温度升 高又促进了腐蚀，最终导致燃烧器高温区水冷壁管大面积鼓包。修复3号锅炉更报 管总长约2900m，总质量约17t，机组停运3个月。 因此，预防及保护设备不受腐蚀是防止锅炉爆管、提高设备可用率的重要措 施。 锅炉受热面腐蚀分汽、水侧腐蚀和烟气侧腐蚀。汽、水侧腐蚀按其机理包括 荷性腐蚀、氢损害、氧腐蚀、垢下腐蚀及应力腐蚀。烟气侧腐蚀包括水冷壁向火 侧腐蚀、高温煤灰（油灰）腐蚀和低温腐蚀。 水冷壁管垢下腐蚀是以紧贴管壁的垢下管壁为阳极，外围表面为阴极所构成 的局部电池作用引起的电化学腐蚀，严重时可导致鼓包或腐蚀穿孔。其主要的预 防措施为：解决凝结器泄漏后防正给水硬度超标问题；加强给水含铁量的检测与 控制：对已结垢的水冷壁进行化学清洗。总之，要加强化学监督工作

缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。 3.4.4按照《火力发电厂金属技术监督规程》(DIA38一2000)，对汽包、 集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大 口径部件及其相关焊缝进行定期检查。 3.4.5按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL／T616 1997)的要求，对支吊架进行定期检查。对运行达100kh的主蒸汽管道、再热蒸汽 管道的支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。 3．4．6对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管 相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门 运行100kh后，宜结合检修全部更换。 3．4．7要加强锅炉及大口径管道制造和安装的质量监督、检查。电站管件 制造单位应持有有关的资质证书。 3．4．8要认真进行锅炉监造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。 3．4.9加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证(含过期证)上 岗和超合格证充许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《 电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)》(D15007一1992)有关规定。 3.4.10在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆 漏的缺陷。 3.4.11定期对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器 联箱裂纹。 3.4.12加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前必须到有关部门 进行注册登记办理使用证。”

炉外管的爆破具有杀伤力极天、后果难以预科和控制、严重威胁现场工作人 员的生命安全的特点。近年来，炉外管道的爆破呈频繁发生态势，仅2000年国家 电力公司系统电厂发生8起炉外管爆破事故，共造成3人死亡、3人受伤。 例如：1999年锦州东港电力有限公司发生3号锅炉(670t/h)汽包联络管爆破 事故。1999年7月9日，3号锅炉在安全门热态整定过程中，高温段省煤器出口联箱 至汽包联络管直管段发生爆破，造成5人死亡，3人严重烫伤。事故由于该段钢管 外壁侧存在纵向裂纹，致使钢管的有效壁厚仅为1.7mm左右，从而导致在3号锅炉 安全门整定过程中，当主蒸汽压力达到16.66MPa时，钢管有效壁厚的实际工作应 力达到材料的抗拉强度而发生瞬时过载断裂，发生爆破。 又如：1995年7月5日，姚孟电厂发生1号锅炉炉外导汽管爆破造成人员灼伤死 亡事故。1995年7月5日，1号锅炉(上海锅炉厂制造UP型直流锅炉)在起动过程中切 分刚结束5min，乙侧前墙由西向东数第二屏出口联箱至一号混合器人口导汽管突 然爆破，高温蒸汽使两名正在附近测温的热工人员严重灼伤，并导致其中一名人 员死亡。其事故原因是由于每次起动切分中和切分后该管均发生短期的局部超温 从而引起管壁发生塑性变形，经过多次超强涨粗后，管道减薄，最终导致管道 爆破。 炉外管爆破事故主要是由管道超温超压使材料机械强度下降、支吊架失效、 管系膨胀受阻、管系振动、水冲刷、管材缺陷和焊接质量不良等因素造成的。因 此，一是加强机组和锅炉运行调整，防止管道超温超压，减少易引起两相流的疏 水、空气管道的冲刷；二是要加强金属监督，定期对炉外管道、主蒸汽管道、再 热蒸汽等大口径管道、弯头、三通以及焊缝进行检查，发现问题及时更换：三是

对支吊架要定期进行检查，防止由于管系负荷分布不均，造成管系膨胀受阻和失 效；四是要改善停炉保护工作，认真控制化学清洗工作的质量。 第五节防止锅炉四管漏泄

原文：“3.5.1严格执行《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》（能源电 1992]1069号)， 3．5.2过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲 刷损环其他管段。大型锅炉在有条件的情况下，可采用漏泄监测装置。 3.5.3定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时 处理。防止因水冷壁晃动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷 壁泄漏。” 第六节承压部件检查、评估与司炉培训 原文：“3.6达到设计使用年限的机组和设备，必须按规定对主设备特别 是承压管路进行全面检查和试验，组织专家进行全面安全性评估，经主管部门审 批后，方可继续投入使用。 3.7按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》(D1612一1996)要求，加强司 炉工的培训，持证上岗；200MW及以上机组的司炉须经模拟机培训，并考试合格 3．8火电厂、火电安装单位应配备锅炉压力容器监督工程师，并持证上岗 第四章防止压力容器爆破事故 原文：“为了防止压力容器爆破事故的发生，应严格执行《压力容器安全技 术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》 (DL612—1996)、 《压 力容器使用登记管理规则》以及其他有关规定，并重点要求如下：

4.1防止超压。 4.1.11根据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程。 噪作规程中应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压 超温运行。 4.1.2各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。 4．1。3运行中的压力容器及其安全附件(如安全阀、排污阀、监视表计、 联锁、自动装置等)应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器， 其保护装置的退出应经总工程师批准，保护装置退出后，实行远控操作并加强监 视，且应限期恢复。 4.1.4除氧器的运行操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》 能源安保11991]709号)的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压 力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格 执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。 4.1.5使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应 采取防止倾倒的措施；液氯钢瓶必须水平放置；放置液氯、液氨钢瓶、溶解乙炔 气瓶场所的温度要符合要求。使用溶解乙炔气瓶者必须配置防止回火装置。 4.1.6压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作，

4．1．7压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期 进行强检。 4.1.8结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压 试验。 4.1.9检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容

4.3.4在订购压力容器前，应对设计单位和制造厂商的资格进行审核， 共货产品必须附有“压力容器产品质量证明书”和制造厂所在地炉压力容器监 检机构签发的“监检证书”。要加强对所购容器的质量验收，特别应参加容器水 压试验等重要项目的验收见证。 4.3.5对在役压力容器检验中，安全状况等级评定达不到监督使用标准（ 三级)的，要在最近一次检修中治理升级。检验后定为五级的容器应按报废处理。 4.4压力容器投入使用必须按照《压力容器使用登记管理规则》办理注册 登记手续，申领使用证。不按规定检验、申报注册的压力容器，严禁投入使用 982年4月《压力容器使用登记管理规则》颁布前制造的老容器，若设计资料不 材质不明及经检验安全性能不良者，应安排计划进行更换。”

凡是同时具备下列条件的都属于压力容器： (1)最高工作压力大于或等于0.1MPa； (2)容器内径大于等于0.15m，且容积大于或等于0.025m3； (3)盛装介质为气体、液化气体或最高工作温度高 于或等于标准沸点的液体。 压力容器被电力系统广泛应用，具有温度高、压力高、容积大、介质种类多 等特点，并且使用条件恶劣，一旦爆炸其后果不堪设想。 例如：1981年清河发电厂发生7号机组(200MW)除氧器爆炸事故。1981年1月11 日，7号机组正常运行负荷200MW，在除氧器水位低的情况下，补充大量低温水， 运行人员违反规程采用2.4MPa压力的二段抽汽加热(要求负荷大于150MW采用三段 抽汽)，当停止大量补水后，未关闭汽源，造成了除氧器超压，安全门虽然动作， 但排汽量小于进汽量，压力继续升高，致使除氧器爆炸。事故造成设备和厂房严

4)在役压力容器应按照《电力工业锅炉压力容器检验规程》 (DL647 998)和《压力容器安全技术监察规程》的规定，定期进行检验。对于安全状况等 级达不到监督使用标准三级的压力容器，必须要在最近一次大修中治理升级；评

手动MFT联跳汽轮机主汽门。19日21：20，为查明空气预热器转子停转原因， 7m处打开人孔门进行了检查，检查发现盘车齿轮不转，是由于减速机主轴4个 栓折断所致。20日00：01，运行人员检查发现1号空气预热器烟气侧人孔门冒烟 空气预热器着火，由于空气预热器停转后水冲洗覆盖面很小，水冲洗装置不起消 防作用，在消防人员的协助下，约经7h将火扑灭。其事故原因是因为空气预热器 减速机主轴4只螺丝错用材料而被剪断，使空气预热器突然停转，导致排烟温度 刮升高；由于锅炉起动前未按要求清洗空气预热器的内残部分油垢，使空气预热 器内存有油垢；空气预热器挡板不严、打开入孔门，漏人空气，从而导致了1号 气预热器着火。 由此可见，防止锅炉尾部再次燃烧事故的主要措施是防止可燃物的沉积和着 火初期的正确处理。 （1）防止可燃物的沉积。 1)锅炉炉膛燃烧工况不良，使未燃尽的可燃物带人锅炉尾部烟道，可能产生 沉积。因此，运行中应按燃料的性质调整燃烧，组织好炉内燃烧工况，以防止未 完全燃烧产物的形成。特别要注意，在低负荷运行及锅炉起、停时，因炉膛温度 较低，燃烧工况不易稳定，燃料不易燃尽，加之烟气流速低，过剩氧量多，容易 出现可燃物沉积和再次燃烧， 2)在锅炉起动及低负荷运行中采用燃油或煤油混烧时，无其应注意油的完全 燃烧，未燃爆的油进入锅炉尾部烟道时，油与未燃爆的碳极易在受热面上沉积 从而引起再次燃烧。此时，应加强燃烧调整和锅炉尾部烟温的监视。由于油燃烧 器的雾化质量至关重要，因此对存在漏油、雾化不良的油嘴应及时予以更换。 3）应按规程规定进行吹灰，以减少可燃物沉积。

灭火保护装置的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等 问题的发生。 6.1.6严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总 工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防 正因瞬间失电造成锅炉灭火。 6.1.7加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、给粉机下粉不均匀和 煤粉自流、一次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤（特别是单元式制粉系统堵粉） 直吹式磨煤机断煤和热控设备失灵等缺陷。 6.1．8加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆 燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。 6.2防正严重结焦。 6.2.1采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。 6.2。2运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及 时处理。 6.2.3大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超 温。 6.2.4受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉 处理。” 锅炉炉膛爆炸是指锅炉炉膛内可燃物聚集后弓引燃造成的炉膛压力升高超过炉 膛承压设计强度，以至发生损坏。锅炉炉膛爆炸事故后果十分严重，轻者造成设 备严重损坏，重者导致人身伤亡。

蒸气进入冷灰斗，形成振动加速可燃气体的生成，可燃气体逐步沿灰斗上升，在 上升过程中，由于下二次风与可燃气体混合，混合温度在470~(2左右，突遇炽热 碎渣的进入或火焰的随机飘人，引起可燃气体爆炸，炉膛压力急剧升高，触发M 动作，爆炸使两侧墙鼓出，在爆炸和炉底底渣作用，灰斗与两侧墙连接处被撕裂 灰斗失稳下塌，包角管和水冷壁联箱相继破裂，大量水汽泄出，炉内压力猛烈 升高，使事故扩大。 从引起锅炉炉爆炸的机理分析，当只有以下3个条件同时存在时才有可能 生爆炸。 1)锅炉炉膛内有一定浓度的燃料和空气积存。 2)积存的燃料和混合物具有爆炸性。 3）具有足够的点火能源。 锅炉灭火或燃烧恶化往往是引起锅炉炉膛燃料存积，导致爆炸的主要原因。 火火与爆炸是两种截然不同的现象，当发生火火时，只要止确处理，一般不会发 生爆炸。如灭火后，不及时切断燃料供应和进行吹扫，使炉内燃料存积，炉内 旦出现火源或点火，就可能发生爆炸事故。 因此，防止锅炉炉膛爆炸事故的主要措施如下。 1)为防止锅炉灭火及燃烧恶化，应加强煤质管理和燃烧调整，稳定燃烧，尤 其是在低负荷运行时更为重要。 2)为防止燃料进入停用的炉膛，应加强锅炉点火及停炉运行操作的监督。 3)保持锅炉制粉系统、烟风系统正常运行是保证锅炉燃烧稳定的重要因素。 4)锅炉一旦灭火，应立即切断全部燃料；严禁投油稳燃或采用爆燃法恢复燃 烧。

6)锅炉炉膛结渣除影响锅炉受热面安全运行及经济性外，往往由于锅炉在掉 渣的动态过程中，引起炉膛负压波动或灭火检测误判等因素而导致灭火保护动作 造成锅炉灭火。因此，除应加强燃烧调整和防止结渣外，还应保持吹灰器正常 运行尤为重要。 7)加强锅炉灭火保护装置的维护与管理。 第七章防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故 原文：“为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉 锅炉燃烧室防爆规程》(DL435一1991)有关要求以及其他有关规定，并重点要求如 下： 7.1防止制粉系统爆炸。 7.1．1要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。 7．1．2根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统停止运行后，对输粉管 道要充分进行抽粉；有条件的，停用时宜对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。 7.1.3加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通 知运行人员，以便加强监视和 查，发现异常及时处理。 7．1．4当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时投 入灭火系统，防止因自燃引起粉仓爆炸。 7.1.5根据粉仓的结构特点，应设置足够的粉仓温度测点和温度报警装置 并定期进行校验。 7.1.6设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段，煤粉仓要做到 严密、内壁光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。 7.1.7热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出入口风箱的连接，应达

到防爆规程规定的抗爆强度 7．1．8加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规 定的强度。防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，要改变排放方向或采取其他隔 离措施。以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆， 7.1.9定期检查仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修 煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板一大梁搁置 部位有无积粉死角。 7.1．10粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻，运行中粉仓要保持 适当负压。 7.1．11制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施 消除积粉。必要时可改造管路。 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，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。 7.2.2煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭 火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期 进行试验（试验时灭火剂不进入粉仓）。 7.2.3煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建投产时未作过严密性试验的 补做温风试验加发现右漏风 注典&时档降

煤粉和空气混合物，当燃料挥发份Vdaf<10%时，一般没有自燃和爆炸的危险 当燃料挥发份Vdaf>20%时，由于属于反应能力强的煤，此时燃料挥发份析出和

在正常运行中，制粉系统中的煤粉浓度在较大的范围内波动，其具备爆炸浓 度的条件几乎不可避免，因此，制粉系统防爆主要对策如下。 1)消除制粉系统及设备可能积粉的部位，注意消除气粉流动管道的死区和系 统死角。煤粉仓内壁光滑、严密，其锥角符合要求。输粉管弯头及变形部分内壁 光滑且管道任何部位其流速应高于18m／s。制粉系统停运时要注意抽粉。输粉 道停运时应进行吹扫。中贮式制粉系统在运行中应按规程规定实施定期降粉制度 和停炉清仓工作。 2)加强原煤管理，按规程规定检查煤质，并及时通报有关部门，清除煤中自 然物，严防外来火源。 3)保持制粉系统稳定运行，严格控制磨煤机出口温度。消除制粉系统及粉仓 漏风，保持其严密性。 4)煤粉仓和制粉系统的结构强度应能满足防爆规程规定的抗爆强度要求，以 方止事故扩大。 5)加强对防爆门的检查与管理，保持防爆门完整、严密，门上不得有异物妨 得其动作。防爆门动作方向应避免危及人身和电缆安全。 6)保持制粉系统消防和充氮系统处于随时可投运状态。当制粉系统停用时， 要对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护，这样才可有效地防止制粉系统的爆炸。 7)经常保持制粉系统及设备周围环境的清洁，不得有积粉存在。 第八章防止锅炉汽包满水和缺水事故

吏锅炉蒸汽严重带水，使蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击。锅炉汽包缺 水事故是指锅炉水位低于能够维持锅炉正常水循环的水位，蒸汽温度急剧上升，

水冷壁管得不到充分的冷却，而发生过热爆管。锅炉汽包满水和缺水事故严重威 胁机组的安全运行，轻者造成机组非计划停运，严重时可造成汽轮机和锅炉设备 的严重损坏。 例如：秦皇岛电厂发生引进型亚临界1025t/h强制循环汽包锅炉严重缺水重 大事故。1997年12月16日，高压加热器满水，高压加热器水位保护动作，自动退 出解列。高压加热器水位保护动作后，由于高压加热器人口三通阀电动头与阀芯 专动机构固定键脱落，旁路门未能联动开启(CFIT显示旁路门开启)，导致锅炉断 水；汽包水位计由于环境温度(温度补偿设计定值500(2，实际130~C)的影响造成 厂测量误差，水位虚高108mm，使汽包低水位保护拒动；锅炉A循环泵在测量系统 故障的情况下，又未采取替代措施而失去了保护作用，由于采用三取三的保护逻 辑，因而在水循环破坏的情况下，B、C循环泵差压低跳泵，A泵只发差压低报警而 未能跳泵，导致MFT未动作；值班人员未能对水循环破坏、锅炉断水作出正确的判 断，并在发现主蒸汽温度以平均45℃／min速率升高的情况下，也未能按规程的规 定实施紧急停机，最终造成水冷壁大面积爆破的重大事故。 又如：新乡电厂发生2号锅炉满水造成2号机组轴系断裂事故。1990年1月25日 03：20，在2号锅炉灭火后，在恢复过程中，因给水调整门漏流量大(漏流量达 20t／h)，运行人员未能有效控制汽包水位，导致汽包水位直线上升，汽温急剧 下降，造成汽轮机水冲击。运行人员未能及时发现汽温急剧下降，使低温蒸汽较 长时间进入汽轮机。低温蒸汽进入汽轮机，造成汽缸等静止部件在温差应力作用 下变形，转轴弯曲，动静部件发生径向严重碰磨，轴系断裂。 综合典型事故分析，水位表失灵和指示不正确、锅炉水位保护拒动、给水系 统故障、违反运行规程、误判断、误操作等是造成锅炉汽包满水和缺水事故的主

要原因，因此，应从汽包水位测量系统的配置、安装和使用以及给水系统的维护 等方面出发，制定相应的反事故技术措施。 一、条文8。1 原文：“8.1汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只 远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保 证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。” 目前，国内锅炉汽包水位表由于没有配置标准，汽包配置水位表数量过多，一 般都在6套以上，如一台600MW机组锅炉，其汽包水位表多达12套，而且形式多样 其目的在于提高锅炉水位监视的可靠性、准确性。实际上，由于各种水位表的 测量原理、安装位置、结构不同，它们之间的显示值存在较大的偏差，容易给运 行人员的汽包水位监视造成混乱，同时，锅炉汽包开孔过多，也影响汽包的强度 不利于锅炉的安全运行。 国外的锅炉汽包通常配置1一2套就地水位表和3套差压式水位表，而锅炉汽包 水位的监视、自动控制、越限报警和跳闸保护完全依靠3套差压式水位表来实现。 目前我国部分成套引进的锅炉，也按照上述原则配置，运行10年来，也未发生过 由于锅炉汽包水位表问题引起的事故。 因此，要求新建锅炉汽包可配置具有独立测点的1一2套就地水位表和3套差压 式水位表。就地水位表可以采用玻璃板式、云母板式、牛眼式、磁性翻板式、电 极式水位表。考虑到各地的习惯，2套就地水位表中可以有一套采用电极式水位表

标准的要求进行配置，实施起来比较困难。因此，可在不改变取样孔的情况下进 行相应的配置，但锅炉汽包水位调节和水位保护的信号应采用有压力、温度补偿 的差压式水位表的信号。

原文：“8.2汽包水位计的安装。 8.2.1取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应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)，若不能 避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。 8.2.2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 般应有足够的裕量。 8.2.3水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少 有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包 方向倾斜。 8.2.4新安装的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，均符合要求。 8.2.5差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器） 再在平衡容器中段弓引出差压水位计的汽水侧取样的方法。” 为了保证锅炉汽包的水位测量准确，水位表的安装应满足如下要求 (1)水位表都应具有独立的取样孔，不得在同一取样孔上并联多个水位测量装 置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性。 (2)水位表安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线，必须采用水准

部形成参比水柱的管道不得保温。 引到差压变送器的两根管道应平行敷设共同 温，并根据需要采取防冻措施

温，并根据需要采取防冻措施， 三、条文8.3、8.4 原文：“8.3对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位 计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的 方式进行优选。 8.3.1差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考平 衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施， 8．3．2汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证 汽包水位测量系统的正常运行及正确性。 8.4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。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8一1给出 不同压力下就地水位计的止常水位示值和汽包实际零水位的差值h，仅供参考。

三、条文8.3、8.4

地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差

7 一 汽包压力 1 一 1 16.14，17.651 17.66,18.39 18.40,19.60 一 一 (MPa) 1 一 1

1 Ah(mm) 76 —102 —150 1 L (1)就地水位表。

水位变化土100mm，就地水位表显示值仅变化土50mm， 就地水位表的误差为非定值，在不同工况下，其误差的变化有很大的差异 因此，就地水位表全程指示最为准确的观点必须改变。 (2)电极式水位计。 电极式水位计的基本工作原理与就地水位表完全相同，都是连通管原理，故 其存在的问题与就地水位表完全一样，即电极式水位表的零水位与汽包正常水位 之间存在偏差，且汽包水位波动后电极式水位表内水位波动不能与之对应。由于 电极式水位表和就地水位表之间的结构、形状和散热条件不同，这两种水位表同 时使用时，它们的显示值也存在明显偏差。因此，采用电极式水位表监视超高压 亚临界锅炉的汽包水位也是不合适的。 (3)差压式水位表。 差压式水位表是利用比较水柱高度差值原理测量水位(见图8一2)。对应于汽 包液面水柱的压强与作为参比水柱的压强进行比较，根据其压差转换为汽包的水 位。当汽压和环境温度不变时，差压只是水位的函数。其存在的误差如下。 1)当汽包压力升高时，同样的汽包水位变化值所对应的压差变化减小，但是 这一误差仅源于压力的变化，可在测量回路中引入压力修正予以消除。 2)参比水柱的温度，受环境温度波动产生误差，其可以通过引入温度补偿予 以修正。 目前，电厂广泛应用DCS系统实施机组的监控，而且其锅炉水位监视信号也 来自于差压水位表，故很容易将压力修正和温度补偿引入差压式水位表的测量回 路，以准确监视锅炉汽包水位， 因此，对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位的监视

以差压式(带压力修正回路)水位表为准。由于锅炉水位保护起动前应进行实际传 动试验，所以在锅炉起动时差压式水位表已建立起参比水柱，差压式水位表可以 满足各种工况下汽包水位监视的需要。

原文：“8.8锅炉高、低水位保护。 8.8.1锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式 当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办 理审批手续，限期(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自 动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准， 限期(8h以内)恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。 8.8.2锅炉汽包水位保护在锅炉起动前和停炉前应进行实际传动校检。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，严禁 用信号短接方法进行模拟传动替代。 8．8.3在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位 与水位计(变送器）中水位差值的影响。 8.8.4锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。 8.8.5汽包锅炉水位保护是锅炉起动的必备条件之一，水位保护不完整严 禁起动。” 目前，锅炉汽包水位保护存在的主要问题如下。 1)锅炉汽包无水位保护运行问题仍比较突出，原因可能是多方面的，但主要 是重视不够。 2)锅炉汽包低水位保护无根据的设置延时，如有的机组为适应Run一Back工 的需要，竞将低水位保护延时设为60s，给机组安全运行留下了严重的隐患 3)锅炉汽包水位保护的信号来源比较乱，有的来自电极式水位表，有的来自 差压式水位表，有的来自电极式水位表和差压式水位表等的逻辑比较的结果

因此，为了保证锅炉的安全运行，在此明确规定锅炉无水位保护严禁投入启 动、运行。锅炉汽包高、低水位保护的设置、整定值和延时值随炉型和汽包内部 没备不同而异，具体规定应由锅炉制造厂负责确定，各单位不得自行确定。尤其 是低水位保护的延时值应按锅炉断水而出力为额定的蒸发量、锅炉汽包水位在低 保护跳闸值工况进行核算。

九、条文8.98.14

原文：“8.9对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采取二取二方 式时。当有一点故障退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审 批手续，限期恢复(不宜超过8h)。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环 泵的运行。 8.10当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。 8.11高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保 证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总 工程师批准，并限期恢复。 8．12给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失 去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。 8.13 建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷 进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。 8．14运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参 数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高 其事故判断能力及操作技能。” 第九章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方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 新裂事故暂行措施》，并提出以下重点要求。” 第一节防止超速

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。” 第一节防止超速 原文：“9.1防止超速。” 机组的最高转速在汽轮机调节系统动态特性允许范围内称正常转速飞升，超 过危急保安器动作转速至3600r／min称事故超速，大于3600r／min称严重超速。 严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机组设备 破坏性最大的事故。另外，由于轴承失稳和轴系临界转速偏低等原因所造成的事 故超速，也往往会产生毁灭性的后果。 根据我国12台·次毁机事故的统计表明，约70%为严重超速，约30%为事故 超速；其中3台为200MW机组，其余为50MW及以下的机组，抽汽机组约占30%；平 均事故率约为1.5年1台·次，近年来曾有1年2台·次的记录。因此，超速引发轴 系断裂事故在我国较为突出。 因此，为了杜绝事故的重现，消除事故的隐患，防止事故的萌生和发展，要 求严格执行运行、检修操作规程，严防部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动，加强运 行、检修管理，提高人员素质。提高运行人员对事故的判断、果断处理和应变能 力，是防止机组严重超速和轴系断裂事故的根本措施，

原文：“9.1防止超速。”

1， 机组甩负荷后不使危急保安器动作并在额定转速下稳定运行+是汽轮机调节系 统动态特性的重要指标。调节系统具有良好的动态品质是保障机组不发生超速事 故的先决条件。因此，要求机组的控制系统必须保证在机组甩负荷时将转速控制 在危急保安器动作转速之下，并能维持转速稳定

二、条文 9. 1. 2、9. 1. 3

原文：“9．1．2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，禁止机组起动和运行。 9．1．3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 机组起动。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。” 超速保护和转速表是保障汽轮机安全运行必须的、重要的系统保护和监视表 计，在《汽轮机运行规程》中均已有明确的规定：在危急保安器动作不正常、汽 轮机主要保护不能正常投入、主要仪表(如转速表、轴向位移表)不能正常投入的 青况下，禁止机组起动。而在实际工作中，往往由于不能严格执行规程、规定而 产生了严重的后果。 例如：1984年分宜电厂发生50MW机组超速事故。事故前在危急保安器拒动缺 陷尚未消除、调速汽门严重漏汽的情况下，还是强行起动机组，使机组在发电机 电负荷的过程中严重超速，造成了毁机事故。 又如：1999年阜新电厂发生200MW机组轴系断裂事故。运行人员在主油泵轴 气轮机主轴间齿型联轴器失效、机组转速失去控制，并在无任何转速监视手段的

情况下再次起动，从而引发了轴系断裂事故。 因此，为了杜绝类似事故的继续发生，强调机组在无可靠的超速保护、转速 无任何监视手段的情况下，严禁机组起动和运行。

三、条文9. 1.4、9.1. 5

原文：“9.亚．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，严禁机组起动。 9.1.5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，严禁起动。” 透平油和抗燃油中含有杂质或清洁度不合格是造成汽门卡涩的最主要原因 因此，运行规程明确规定：在透平油和抗燃油油质不合格时，严禁机组起动。对 于新建或大修后的机组，在油质检查合格前，不许向调节系统部套和轴承内通油 特别是对于调节油和润滑油为同一油源的机组，应提高透平油油质颗粒度的合 格标准，在检验合格后才能向调节部套和轴承内通油。对正在运行的机组，要定 期化验油质，建立油质监督档案，防止调节系统和保安系统部件锈蚀和卡涩。油 净化装置、滤油装置应保持运行状态，连续或定期对油质进行处理。在机组大修 或调节系统检修后，机械(液压)调速系统的机组一定要进行静止、静态试验，电 夜调节系统的机组要进行仿真试验，以确保调节系统、保安系统工作正常，调节 部套、汽门无任何卡涩现象。 例如：新疆丰收电厂发生6MW机组严重超速损坏事故。1992年11月19日 电厂1号机组在准备并网时，发生严重超速事故。其事故原因是由于油中含有杂

造成调速汽门卡涩，危急保安器未能在规定的转速下动作，从而引起了机组严 重超速事故。 目前，由于油质不合格造成汽门卡涩的现象还时有发生，如不及时治理，将 会造成严重后果。因此，要加强油质监督和管理工作，确保油质合格。 四、条文9. 1.6 原文：“9．重．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。” 由于机组运行时经常会出现一些紧急情况，因此必须采取紧急措施进行停机 为了防止汽轮机转速过度飞升，要求正常停机时先打闸，并确认功率为零后方 可解列。带负荷解列相当于机组甩负荷，必定会出现转速飞升，而且在调节系统 异常情况下，很容易引起超速事故。因此，严禁机组带负荷解列。 例如：1993年11月，甘肃八O三电厂25MW机组发生严重超速损坏事故。 原因是由于当机组有功摆动时，又减不下来负荷，所以只好带负荷解列，从而弓 起汽轮机转速飞升；文由于调速汽门拒动，自动主汽门卡涩，使大量蒸汽继续进 入汽轮机，转速骤升到4300r／min，结果造成了机组严重超速事故。 五、条文9. 1. 7

四、条文 9. 1. 6

历、条文 9. 1.

原文：“9.．1．7在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要 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 充必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。”

汽轮机旁路系统一般在机组起动过程中用于提升锅炉汽压、汽温，在止常停 机过程中用于回收工质，在机组甩负荷过程中用于防止锅炉超压，但是决不可忽 视在事故工况下汽轮机旁路系统对保障机组安全的作用。 例如：珠江电厂发生引进型300MW机组超速事故。1993年9月24日，珠江电 号汽轮发电机组在甩负荷的过程中，联动开启高压旁路，低压旁路未投联锁而未 能联动开启，而中压主汽门和调节汽门卡涩，未能关闭，使机组在17s后转速达 4207r／min，最后，在手动开启低压旁路后，转速才得以控制。 又如：卓新电厂发生200MW机组轴系断裂事故。1999年8月19日，在机组甩负 荷后的热态起动恢复的过程中，由于旁路系统未能开启，而中压汽门又滞后于高 压汽门开启，使再热蒸汽压力高达2.8MPa，结果导致了在中压汽门开启后产生了 压力波冲击，低压隔板损坏，最终造成了轴系断裂的重大事故。 因此，在机组起、停过程中和事故工况下，应严格按照规程要求开启旁路系 统，尤其是低压旁路必须开启。在机组热态起动时，再热蒸汽压力不得大于制造 的规定值。在机组运行中，旁路系统应处于热备用状态，并投入联锁保护，以 确保事故状态下能正确动作。

原文：“9.1.8在任何情况下绝不可强行挂闸。”机组在保护动作跳闸后 应立即查明跳闸原因，禁止在跳闻原因不清的情况下，人为解除保护而强行起 动，否则将可能导致重大设备事故或使事故扩大。 例如：通辽发电厂发生1号汽轮机严重损坏事故。1987年9月，通辽发电厂 200MW机组在运行时出现轴向位移突然增大，保护动作使机组跳闸。在未查明

的情况下，人为地解除了轴向位移保护，又两次强行起动，结果导致设备严重损 坏和事故扩大

的情况下，人为地解除了轴向位移保护，又两次强行起动，结果导致设备严重拉 坏和事故扩大

原文：“9.1：9机械液压型调节系统的汽轮机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。” 机械液压型调节系统的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，其目的是在汽轮机机械(或液压)调 速器故障、主油泵齿形联轴器对轮损坏、转速开环失控的情况下，提供对转速监 现和故障判断的手段。此项措施是在秦岭电厂轴系断裂事故后提出的，通过对 999年阜新电厂200MW机组轴系断裂事故发展过程的分析表明，该项措施是有效的 目前已有部分125MW和200MW机组实施了此项措施。 对汽轮机电液调节系统，应有在转速测量系统故障情况下的判断和限制功能 转速测量系统必须采用穴余配置，应具有当第1次采样与第2次采样的转速差大 设定的转速差值(一般为500ffmin)时，即可判断出为转速测量系统故障，并立 即作出停机处理功能

原文： “9.1．0抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠 并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。” 在统计的12台事故机组中有4台为抽汽机组，其中有2台是由于可调整供热抽 汽逆止门故障，使热网蒸汽倒流，而引起机组严重超速，造成了轴系断裂事故。 例如：1991年上海高桥电厂一台50MW机组在正常停机的过程中，未预先关闭

工业抽汽热网电动隔离门，逆止门联锁保护也未投入，而机组打闸后逆止门义未 能关闭，致使热网蒸汽倒流进入汽轮机，引起机组严重超速，造成了轴系断裂事 故。 又如：1999年新疆地方电厂发生一台50MW机组超速事故。其事故原因是由 机组甩负荷的过程中，抽汽逆正门故障而未能关团，致使热网蒸汽倒流，从而 造成了机组严重超速损坏。 因此，可调整供热抽汽逆止门应严密、动作可靠，联锁保护必须投入。一般 电动截止门的关闭速度较慢，在异常事故工况下为确保机组的安全，有必要设置 能快速关闭的抽汽截止门，以防止在抽汽逆止门失效的情况下，热网蒸汽倒流引 起机组超速事故。关于快速关闭截止门的动作过程时间（包括动作延迟时间和关闭 时间），应根据抽汽参数和有害容积进行实际计算来确定。另外，对于新建抽汽供 热机组或凝汽机组改造为供热机组，其热网加热器的布置应尽可能靠近汽轮机本 体。 另外，给水泵出口逆止门故障引起的事故次数虽然不多，但也曾有发生，应 引起注意。 例如：1996年潍坊电厂一台300MW机组，在锅炉灭火停机的过程中，汽动级 泵正常停泵，但因给水泵出口逆止门未能关闭，高压炉水倒灌，使给水泵汽轮机 反转，转速高达8748fmin，造成了泵组严重超速并损坏的事故。 因此，对给水泵汽轮机出口逆止门的严密性和可靠性也应给予重视，以防后 惠。 原文：“9．1．11对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机

进行甩负荷试验。 9．1．12坚持按规程要求进行危急保安器试验、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。 9.1.13危急保安器动作转速一般为额定转速的110%土1%。 9.1．14进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽 压力尽量取低值。” 机组在运行中突然甩负荷是引起汽轮机组超速的一个主要原因，机组甩负荷 后能否将转速控制在危急保安器动作转速之下，是考核汽轮机调节系统动态品质 的重要指标。近年来，随着大容量机组投产数量的增加，甩负荷试验对保证机组 安全运行的作用越来越重要。因此，要求新投产机组或汽轮机调节系统经过重大 改造的机组必须进行甩负荷试验，并积极创造条件对已投产但未进行甩负荷试验 的机组进行甩负荷试验。为了确保机组在运行中或甩负荷试验时不发生危险，要 求机组必须进行危急保安器试验、汽门严密性试验、超速试验、汽门关闭时间试 验、抽汽逆止门关闭时间试验和仿真试验。要严格按规程要求定期进行危急保安 器试验，要求在满足试验条件的情况下，蒸汽参数要尽量选低值。运 行人员及热工人员要认真执行有关调节系统、保安系统和热工保护试验的规定

汽轮机电液调节系统已被广泛应用于新建大型机组和老机组现代化改造，虽 出现过由于其自身故障而造成的重大事故案例，但也存在有不安全的因素。为 防惠于未然，根据汽轮机电液调节系统的现状，提出了原则性的预防措施。汽 机电液调节系统应根据机组的具体情况，设有完善的机组起动逻辑和严格的起 限制条件。尤其是将调节系统改造为电液并存的机组更为重要，如有的电液并 调节系统仅以一只高压主汽门开启、主油压大于1.6MPa，作为允许机组起动的 件，但当在其他任一只油动机卡涩等故障情况下，机组仍然能够起动，使机组 在严重的事故隐患，这已有了事故教训。因此，要根据机组的具体情况，完善 有的起动限制控制逻辑，特别要注意对转速测量和控制系统故障的判断和处理 能，以防止超速事故的发生。 一、条文9. 1.16 原文：“9．1．16汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行 作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。 汽轮机电液调节系统涉及汽机、热控、化学等专业，在电厂的管理模式基本 控制部分由热控专业管理、液压部分由汽轮机专业管理，汽轮机专业人员对控 系统总体设计介入较少，但是由于控制系统整体方案、功能必须与汽轮机主体 构相适应，因此，作为被控对象的主人，汽轮机专业人员应对系统改造方案的 角定、功能设计、工程实施、试验和运行的全过程进行深入了解，并要求在电液 周节系统的改造中，以汽轮机专业为主进行综合实施、全面管理，以确保系统实 、安全、可靠。

汽轮机电液调节系统已被广泛应用于新建大型机组和老机组现代化改造，虽 未出现过由于其自身故障而造成的重大事故案例，但也存在有不安全的因素。为 了防惠于未然，根据汽轮机电液调节系统的现状，提出了原则性的预防措施。汽 轮机电液调节系统应根据机组的具体情况，设有完善的机组起动逻辑和严格的起 动限制条件。尤其是将调节系统改造为电液并存的机组更为重要，如有的电液并 存调节系统仅以一只高压主汽门开启、主油压大于1.6MPa，作为允许机组起动 条件，但当在其他任一只油动机卡涩等故障情况下，机组仍然能够起动，使机组 存在严重的事故隐患，这已有了事故教训。因此，要根据机组的具体情况，完善 有的起动限制控制逻辑，特别要注意对转速测量和控制系统故障的判断和处理 功能，以防止超速事故的发生。

在汽轮机电液调节系统中，控制、保护已融于一体，在基建施工或大修过程 中要认真检查接线。尤其是对实施改造的机组，要熟知保护控制逻辑及与原系统 的接口，严防脱节致使保护拒动或误动。 例如：珠江电厂一台引进型300MW机组，由于左、右两只中压调节汽门控 号接反，在进行中压主汽门活动试验时，致使左侧中压主汽门和右侧调节汽门同 时关闭，截断了中压缸进汽，从而导致了推力瓦烧损事故的发生。

十二、条文 9. 1. 17

原文：“9.1.17电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合 要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系 统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用 司服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。” 国产300MW及以上的大型机组，均采用纯电液型调节系统，其中电液伺服阀是 电液调节系统的重要部件，其工作状态直接关系到机组的安全、稳定运行。近年 来，电液伺服阀的故障在日渐增加，出现了性能降低、失效、卡涩等故障。因此 应加强控制油油质颗粒度的定期监测以及电液伺服阀的运行监视、维护管理， 以消除隐患和避免重大事故的发生。新购电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的 生能必须符合要求，并按 制造厂的要求进行妥善保管，否则不得投入运行。在大修中，要进行清洗、检测 等维护工作，发现问题应及时处理或更换

十三、条文 9. 1. 18

器的机组，定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应 亚格按制造规定的要求安装。” 主油泵轴与汽轮机主轴间的齿型联轴器在运行中由于润滑不良或安装工艺等 问题，造成齿型联轴器磨损时有发生，如果检查处理的不及时，极易发生重大事 故。由于主油泵与汽轮机主轴间联轴器失效而造成转速失控的事故，在50、125、 200、300MW机组上发生过数次，有的由于判断准确、处理及时，避免了事故的扩 大，有的已造成了严重后果。 例如：1999年9月，阜新电厂发生的200MW机组轴系断裂事故的主要起因是齿 型联轴器失效。齿型联轴器的失效主要是因为内、外齿材料不匹配，左、右内齿 和左外齿材料为38CrMoAl，右外齿错用材料为32Cr3MoV，而结构设计又造成了其 润滑不良，加速了齿型联轴器的低寿命失效。此外，齿型联轴器装配的实际尺寸 与图纸有偏差，也使内外齿更易磨损。 因此，对主油泵与汽轮机主轴间的齿型联轴器的检查应作为天、小修中的重 点项目进行，以防止因为齿型联轴器的失效而发生重大事故， 十四、条文9.1.19 原文：“9.1.19要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、 可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。” 近年来，随着科学技术的飞速发展，电力系统新技术、新成果的出现，老机 组的调节、控制系统越来越落后，调节、控制系统的改造也就成为必然，但是对 调节系统的重大改造一定要谨慎，为了避免重大事故的发生，必须在确保系统安 全，可靠的冬件下，终过全而，差分的论定和必要的试踏后，终过有关权威持求

部门认可后方可进行。由于调节系统改造而造成的机组超速事故也曾有发生。 例如：1988年2月秦岭电厂发生5号机组因超速而导致轴系断裂事故。事故 机组超速的原因是：D05型调速系统改造为D09型后，调速器滑阀的泄油口改变 其面积有所减少，而超速试验滑阀油口维持原尺寸，进油口面积为泄油口的2. 倍，使调速系统易于进入开环失控区域。这一设计变更，在此次事故之前，制造 厂未通知运行单位。此次事故后，现场实际测量油口时，才发现这一重大变动。 由此可见，不仅对调节系统的重大改造要慎重，而且制造厂与运行单位的技 术信息交流也是非常重要的。 十五、条文9.1.20 原文：“9.．1．20严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀(包括 各类型电液转换器)等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。” 运行规程、检修规程是确保电力工业安全生产非常重要的两大法规。违反运 行规程、检修规程，不仅会造成重大的设备事故，而且也会造成重大的人身伤害 事故，所以在生产实际中必须严格遵守。防止调节系统的部套卡涩、汽门漏汽和 保护拒动，关键在于日常运行维护和检修的质量必须过关，否则可能会造成机组 超速重大事故的发生。 例如：1987年7月，佳木斯发电厂发生12号机组超速事故。其事故主要原国 是由于大修中没有严格遵守检修规程，检修质量不过关，导致在由于发电机保护 动作引起机组甩负荷时，主汽门未自动关闭，调速汽门不严，从而导致超速事故 的发生。 因此，严格热行各种电力运行、检修规程的规定 是防止发生重大生产事故

部门认可后方可进行。由于调节系统改造而造成的机组超速事故也曾有发生。 例如：1988年2月秦岭电厂发生5号机组因超速而导致轴系断裂事故。事故 机组超速的原因是：D05型调速系统改造为D09型后，调速器滑阀的泄油口改变 其面积有所减少，而超速试验滑阀油口维持原尺寸，进油口面积为泄油口的2. 倍，使调速系统易于进入开环失控区域。这一设计变更，在此次事故之前，制造 未通知运行单位。此次事故后，现场实际测量油口时，才发现这一重大变动。 由此可见，不仅对调节系统的重大改造要慎重，而且制造厂与运行单位的技 术信息交流也是非常重要的

最有效的措施 第二节防止轴系断裂

一、条文9.2.1 原文：“9.2.1机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测 保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达 到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。” 振动是反映机组运行状况的重要指标，许多重大设备事故的先兆都会在振动 上表现出来，因此，明确要求振动超限跳机保护必须投入运行，充分发挥该保护 的作用，以确保机组的安全、稳定运行。 例如：1988年2月，秦岭电厂5号200MW机组在做超速试验时，由于发生了超速 而导致了轴系断裂事故。其中一个主要原因就是由于在结构设计上存在着某些轴 承易于油膜失稳和轴系稳定性裕度不足的问题，因而在出现不大范围的超速时， 轴系发生了由油膜振荡引起的“突发性”复合大振动，从而造成了轴系的严重破 坏事故

二、条文9.2.2—9.2.4

原文：“9.2.2运行100kh以上的机组，每隔3一5年应对转子进行一次检 查。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、承担调 峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。 9.2.3新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心 孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安

全的部位进行硬度试验。 9．2．4不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有 缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施， 并报主管部门审批后执行。” 应按规定期限对转子进行检查，并根据转子的实际情况制定具体的检查计划 目前，对转子表面、轴颈和中心孔伤的检查工作重视不够，也很少执行。通过 对广东、河南地方电厂两台50MW机组和卓新电厂200MW机组轴系断裂事故的 发现事故前均未进行过转子表面、中心孔探伤和材质检查，其中两台机组的转子 存在着严重的材质缺陷，一台机组的转子存在着严重的表面缺陷，虽不是其事故 的直接原因，但已构成了事故的隐患。 因此，为了及早发现转子的缺陷，并及时采取相应措施，要求新机组投产前 已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查，对高温段应力 集中部位可进行金相检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度检查。 承担起停调峰的机组，应加强运行管理，注意起动、运行参数的控制，避免 对转子寿命产生不良影响，并适当缩短对转子的检查周期。不合格的转子绝不能 投入使用，已投运的不合格转子建议进行更换。对于已经过主管部门批准并投入 运行的有缺陷转子，应进行技术评定，并制定出运行安全措施，一般可采取下列 措施： 1)在机组起、停过程中适当降低汽轮机金属温度变化率，以减少热应力。 2)对于端变损伤部件，在更换之前可适当降低运行蒸汽参数。 3)机组冷态起动前，注意预暖措施，使汽缸、转子均匀地加热到一定温度。 4)严格按超速试验规程的要求，在带25%负益运行3一4h后方可进行超速证

5)监视轴和轴承座的振动，特别要注意与轴温度场有明显关系的强烈振动。 6)防止机组严重超速，采用机、炉、电大联锁运行方式。 7)一般不作为两班制调峰机组使用，并尽可能减少机组的起、停次数。

原文：“9.2.5严格按超速试验规程的要求，机组冷态起动带25%额定负 荷（或按制造要求），运行3一4h后立即进行超速试验。” 机组在下列情况下应做危急保安器动作试验：新安装机组、机组大修后、危 急保安器解体或调整后、机组做甩负荷试验前和停机一个月以上再次起动时。在 进行危急保安器动作试验时，应满足制造厂对转子温度的规定。对于冷态起动的 机组，一般要求其带25%负荷运行3一4h后方可进行试验

四、条文 9. 2. 6

四、条文 9. 2. 6

原文：“9.2.6新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、 风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证 各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。” 对于机组在运行中可能产生松脱的零件，如平衡块的固定螺丝、风扇叶的固 定螺丝、定子铁芯的支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝、各联轴器螺丝等，在新机 组安装和大修时必须认真检查，确保其有安全的防松措施，以防止这些零部件在 运行中脱落，而造成设备损坏事故。 例如：1987年9月通辽发电厂发生1号机组严重损坏事故。其事故原因是由

13级叶片铆钉头成组变形松脱，在运行时13级动叶片的一组复环甩出而造成的； 又由于运行人员违章强行起动，扩大了事故的损失。 又如：1990年7月下花园发电厂发生3号200MW汽轮机断叶片事故。其事故主要 原因是第6级动叶复环其中一段的铆钉头松脱，在大修中未发现异常。经过大修后 的数次起动，振动又促使原来的复环缺陷有所发展，以致复环脱落，从而造成了 汽轮机叶片断裂事故

原文：“9.2.7新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。天修 中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1／3。” 对于新投产的机组，安装时要认真检查各级隔板的主焊缝，并且逐级做好标 记，以防止装反。在大修中拆装隔板时，也要做好标记，·严禁不做标记无序摆 放。在大修时，应检查隔板的变形情况，变形超过要求时，要对隔板进行修复和 补强。 例如：1990年4月，宁夏大武口发电厂汽轮机在大修时曾发生隔板装反，结 造成设备严重损坏事故。 义如：1980年12月，马头发电，3号I0OMW汽轮机在天修时也曾发生隔 事故。

常大，轻则损害转子的寿命，重则将导致机组轴系的严重毁坏事故。 例如：一台50MW机组由于发电机非同期并网，结果导致发电机与汽轮机间对 轮螺栓全部剪断事故。 因此，必须采取有效措施，严防发电机非同期并网

第三节建立40完善技术档案

原文“9.3．亚建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修 后的调整试验、常规试验和定期试验。 9.3．2建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称 生质、原因和防范措施。 9.3.3建立转子技术档案。 9.3.3.转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性 9.3.3.2历次转子检修检查资料。 9.3.3.3机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起 亨次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故 情况的原因和处理。” 建立、健全机组和转子完整的技术档案，对于机组运行管理、生产试验、技 术改造、缺陷处理以及事故原因分析等都具有非常重要的作用。同时，对于防止 儿组发生重大设备损坏事故，也具有极其重要的指导意义

第十章防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧推

防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故

原文：“为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真《防止20 万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》【(85)电生火字87号、基火字64号]等有关 规定，并提出以下重点要求。” 第一节防止汽轮机转子弯曲 第一节防止汽轮机转子弯曲

原文：“10.1.1应具备和熟悉掌握的资料 10.1.1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅)，最大弯曲点的轴向 位置及在圆周方向的位置。 10.1.1.2大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振值)，最高点 在圆周方向的位置。 10.1.1.3机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。 10.1.1.4正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油 压。 10.1．1.5正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启 时间。紧急破环真空停机过程的情走曲线。 10.1.1.6停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。 10.1.1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。 10.1.1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全

部纳入运行规程。 10.1.1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽 缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次 热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。 10.1．1．10系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作 或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。” 所有现场工作人员都应该熟悉掌握机组的重要设计、制造和运行的数据资料 尤其是运行人员，更应该熟悉机组运行规程。通过对一些技术数据，就能了解 机组的运行状态；通过定时记录重要数据的变化，就能发现机组存在的问题和即 将发生的事故，以便于及时处理和防止重大事故的发生。

二、条文 10. 1. 2、10. 1. 2. 1、10. 1. 2. 2

原文：“10.1，2汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。 10.1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确， 并正常投入。 的规定值

原文：0，1，之轮起前频付百下亲件，百则票正起 10.1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确 并正常投入。 10.1.2.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的土0.02mr 根据多起汽轮机转子弯曲事故的发生情况来看，多数重大事故的先兆都能通 过机组的一些重要仪表来显示出来的。例如：轴向位移突然增大、振动突然增大 、晃动突然增大、胀差值突然变化、油压突然降低、上下缸温差增大、主蒸汽温 度突然降低等。因此，机组的重要表计和保护必须投入运行，以防止重大事故的 发生。

根据多起汽轮机转子弯曲事故的发生情况来看，多数重大事故的先兆都能通 过机组的一些重要仪表来显示出来的。例如：轴向位移突然增大、振动突然增大 晃动突然增大、胀差值突然变化、油压突然降低、上下缸温差增大、主蒸汽温 度突然降低等。因此，机组的重要表计和保护必须投入运行，以防止重大事故的 发生。

对于转子晃动的监视，要高度重视转子晃动值的相位测量。由于转子晃动值 是一个向量，只有对其的绝对值和相位同时进行比较，才能真正地评定其是否发 生变化。目前，大多数电厂运行人员对起动前转子晃动值的相位不重视、不了解 在转子上不做标识，仅凭转子晃动的绝对值作为起动前的判据是错误的，并容 易造成误判断而酿成事故的发生。因此，在转子晃动测量时，除了测量出转子晃 动的绝对值外，还应测量其相位。机组起动前应将转子晃动的绝对值和相位变化 作为机组能否起动的判据

GB/T 29053-2012 防尘防毒基本术语三、条文10.1.2.3、10.1.2.4

原文：“10.1．2.3高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下 缸温差不超过35℃。 10.1.2.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸 汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。” 运行中机组的汽缸上、下缸温度测点必须齐全、准确，汽缸上、下缸温差必 在规定要求的范围内，以防止过大的缸体热变形。为了防止进入汽轮机中的主 蒸汽带水，要求主蒸汽过热度最低不能低于50℃，其温度必须高于汽缸最高金属 温度50℃，但不能超过额定蒸汽温度。 例如：1995年6月，沈海热电厂发生2号200MW机组高压转子弯曲事故。其 原因如下： (1)高压内缸上、下壁温度测点损坏，起动中无法监视高压内缸上、下壁温度 变化。 (2)冲转前，机侧主蒸汽温度只有200/220℃，暖管时间短，而在主蒸汽压力

1.6MPa下对应的饱和温度为204℃，过热度只有16℃，导致汽轮机进水，高压内 缸上、下缸温差增大，从而造成了高压转子弯曲事故。 四、条文10.1.3、10.1.3.1、10.1.3.2 原文：“10.1.3机组起、停过程操作措施。 10.1.3.1机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得 少于2一4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。 10.1.3.2机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检 查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再 次起动，严禁盲目起动。” 在机组正常起动、停机和事故工况下，正确投入盘车，是避免转子发生永久 性弯曲事故的重要措施之一。为了避免出现转子发生永久性弯曲，要求在机组起 动前至少连续盘车2一4h，热态起动时至少连续盘车4h。如果盘车过程中发生盘车 跳闸或由于其他原因引起的盘车中断，都应重新计时。振动是转子发生弯曲最明 显的标志，如果机组在起动过程中因为振动异常而必须回到盘车状态时，则应认 真检查、分析引起振动的因素，在没有明确结论时，严禁盲目起动。如果具备了 起动条件，则还应连续盘车4h后方可起动。 例如：1995年3月，通辽发电总厂发生4号200MW汽轮机高压转子弯曲事故 事故原因是由于机组在停机处理缺陷后，再次起动升速时2号轴承发生振动，在没 有查明事故原因的情况下，93min内连续起动4次，使高压转子与前汽封发生摩擦 从而导致了转子查曲事故的发生

五、条文10.1.3.3~10.1.3.5

原文：“10.1．3．3停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、提 动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高 位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正 常后再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。 10.1.3.4停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变 当弯曲度较大时，应采用手动盘车180℃，待盘车正常后及时投入连续盘车， 10.1.3.5机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比转 若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。” 近年来，转子弯曲事故仍不断出现，由于未能正确投入盘车和采取必要的措 施，导致了多起转子发生永久弯曲事故。重点强调并重申，当盘车盘不动时，决 不能采用吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏。同时可采取以下闷缸措 施，以清除转子热弯曲。 1)尽快恢复润滑油系统向轴瓦供油 2)迅速破坏真空，停止快冷。 3)隔离汽轮机本体的内、外冷源，消除缸内冷源， 4)关闭进人汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷 缸。 5)严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。 6)当汽缸上、下温差小于50℃时GB/T 40292-2021 跨境电子商务 电子运单规范，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转1 进行自重法校直转子，温度越高越好。 7)转子多次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘

8）开启顶轴油泵。 9)在不盘车时，不允许向轴封送汽。 目前，通过采取闷缸措施，已成功避免了多起转子发生永久弯曲。 例如：1995年青岛电厂一台300MW机组，发生油系统断油，机组被迫紧急停机 停机后大部分轴承钨金熔化，电动连续盘车盘不动，用吊车强行盘车也盘不动 之后采取闷缸措施，从而避免了转子发生永久弯。 又如：1996年山东胜利发电厂一台200MW机组，汽轮机进水、振动超标，紧急 停机后盘车投不上，随后果断采用闷缸措施，机组再次起动后，一切正常，证明 转子未产生永久弯曲。 又如：1997年十里泉电厂一台300MW机组在试运期间，因两台小汽轮机故障而 跳闸。再起动时，因高压旁路减温水逆止门不严，使汽轮机进水，振动超标，被 迫打闸停机。停机后，电动盘车投不上，采用吊车强行盘车，钢丝绳被拉断，此 时高、中压缸内缸上、下温差已大于180℃。之后采用闷缸措施，机组再次起动后 切正常，也证明转子未产生永久弯曲。

六、条文10.1.3.6