全国典型事故处理情况（大全5篇）

第一篇：全国典型事故处理情况

十．典型事故案例及处理结果介绍

三年来众多官员因特大事故受到惩处

近3年来，众多官员因特大事故受到惩处，现汇集如下：

▲ 1997年6月27日，北京东方化工厂特大爆炸和火灾事故

死亡9人，伤39人；直接经济损失1．17亿元人民币。

给予北京市化工集团总经理柴晓钟行政记过处分。

▲ 1998年1月31日，佳木斯华联商厦特大火灾事故

死亡1人，直接经济损失3638万元。

给予佳木斯副市长曲当柏行政警告处分。

▲ 1998年7月12日，江安县特大沉船事故。

死亡5人，失踪88人。

给予江安县陈开鹏撤销副县长职务处分；副县长李尔林行政降级、免去副县长职务处分；副县长余江行政记大过处分； 县委副书记、县长杨光华行政记过处分；宜宾市交通局局长宋雅翼行政记过处分；宜宾市副市长曾远志行政警告处分。

▲ 1999年1月4日，重庆綦江县彩虹桥特大塌坍事故

死亡40人，伤14人；直接经济损失631万元。

綦江县县长、县委书记张开科被重庆市第一中级人民法院判处无期徒刑；县委副书记林世元被判处死刑，缓期两年执行。

▲ 1999年11月24日，烟台大舜轮沉没特大海难事故

死亡282人；直接经济损失9000万元。

给予烟台海监局局长王炳江撤销党内外一切职务处分； 山东省交通厅副厅长龚学智撤销党内外一切职务处分；交通厅厅长周秋田党内严重警告、行政记大过处分。给予山东省副省长韩寓群行政记过处分；山东省省长李春亭行政警告处分。给予交通部副部长洪善祥行政记过处分；交通部部长黄镇东行政警告处分。

▲ 2000年6月22日，四川省合江县特大水上交通事故 死亡130人。

给予合江县副县长罗德荣党内严重警告、行政记大过处分；合江县委副书记龚百川撤职处分；合江县县长陈维国行政记大过、免去县长职务处分；泸州市市委委员、合江县委书记唐德旗党内严重警告、免去泸州市市委委员、县委书记处分。

▲ 2000年3月29日，焦作市天堂俱乐部特大火灾事故

死亡74人，伤2人；直接经济损失19．95万元。

给予焦作市商贸局局长白纪安党内严重警告处分；副市长李孟顺行政警告处分。

▲ 2000年6月30日，江门市土出高级烟花厂特大爆炸事故

死亡37人；重伤12人；直接经济损失3000万元。

给予江门市副市长王南建党内严重警告、行政记大过处分；江门市副市长罗德培党内严重警告、行政记大过处分。

▲ 2000年7月7日，柳州市壶东大桥特大交通事故

死亡79人，直接经济损失20万元。

给予柳州市建设局局长韦建军行政记大过处分；柳州市建设局副局长刘传林行政记大过处分；柳州市交通局副局长董向荣行政撤职处分。

给予柳州市市长宋继东行政警告处分；柳州市副市长黄家仁行政记过处分。

给予广西自治区建设厅副厅长姚鸿业行政警告处分。

▲ 2000年8月4日，江西省上栗县烟花爆竹药料重大爆炸事故

死亡27人，失踪1人，伤26人。

给予内蒙古察右前旗副旗长赵沛生党内严重警告、行政记大过处分；副旗长郭全宝行政警告处分。

▲ 2001年4月6日，陕西省铜州矿务局陈家山煤矿发生瓦斯爆炸事故，死亡38人，伤7人；2001年4月8日，在渭南市华阴山玉泉院通往华山西山门的人行涵洞内，发生游人拥挤踩踏伤亡事故，死亡17人，5人受伤；2001年4月21日，韩城矿务局下峪口煤矿多种经营公司一处个体承包井发生瓦斯爆炸事故，死亡48人。

给予陕西省省长程安东行政记过处分，给予其他20名县处级以上有关负责人党纪、政纪处分。

摘自2001年7月份《劳动保护》杂志

近年重大事故处理情况

▲ 广西南丹“7。17”特大透水事故

中共广西区委、广西区人民政府作出决定，鉴于中共河池地委、地区行署主要领导在南丹，“7。17”特大透水事故中负有不可推卸的领导责任，停止莫振汉中共河池地委书记职务，停止晏支华中共河池地委副书记、河池地区行署专员职务，停止张国辉河池地区行署副专员职务。

▲ 广州家具材料综合商店“10。19”特大火灾

1999年10月8日，广州白云区竹料永发家具材料综合商店因违章操作，造成15人死亡。直接责任人陈永朝、高伟鸿分别被判处有期徒刑6年和2年。

▲ 广东增城“10。26”特大火灾

1999年10月26日，广东增城发生火灾，造成20多名工人死亡，8人被烧死。直接责任人谢成灿、谢成照被判处有期徒刑7年。

▲ 长春夏威夷大酒店“12。26”火灾

1999年12月26日，长春夏威夷大酒店发生大火，烧死20人，烧伤11人。该酒店原康乐部经理刘继婷犯重大责任事故罪被判处有期徒刑5年。

▲ 广东佳成打火机厂“3。28”特大火灾

2000年3月28日，佳成打火机厂发生火灾，烧死17人。该厂厂长陈林平被追究刑事责任，其他责任人分别受到党纪政纪处分。

▲ 河南洛阳商厦“12。25”特大火灾

2000年12月25日晚，河南省洛阳市老城区东都商厦发生特大为灾事故，造成309人死亡。因电焊作业直接导致事故发生的王成太因犯重大责任事故罪和过失致人死亡罪，被判处有期徒刑13年。对造成事故负有责任的当地公安、消防、文化、工商、建设等部门的负责人，也分别被判处有期徒刑。

▲ 江西幼儿园“6。5”火灾

2001年6月5日，江西广播电视艺术幼儿园发生火灾，13名3至4岁的幼儿在火灾中丧生。南昌市人民检察院以涉嫌重大责任事故罪，对江西省广播电视发展中心艺术幼儿园园长、法人代表刘越南作出批准逮捕决定。

摘自2001年第3期《现代职业安全》杂志

第二篇：锅炉典型事故处理

锅炉典型事故处理

11.7.1 锅炉满水 11.7.1.1 现象：

1.工业水位电视显示就地水位计指示超过可见部分； 2.各水位指示均大于203mm，高水位报警，MFT动作； 3.给水流量不正常地大于蒸汽流量；

4.满水严重时，主汽温度急剧下降，蒸汽导电度增加，甚至蒸汽管道内发生水冲击，法兰处、轴封处向外冒汽。11.7.1.2 原因：

1.给水自动失灵或调整门故障及给水泵调节故障； 2.运行人员监视不够，操作不当或误操作；

3.水位表失灵或指示不正确，使运行人员误判断； 4.负荷突变，调整不及时。11.7.1.3 处理：

1.自动MFT或手动按MFT按钮紧停处理；

2.停止上水，开省煤器再循环门，全开过热器、再热器疏水和主汽管疏水（含再热器）； 3.加强放水，注意汽包水位出现；

4.水位恢复正常后，汇报值长重新点火启动。11.7.2 锅炉缺水 11.7.2.1 现象：

1.工业水位计电视显示就地水位计指示低于可见部分； 2.各水位计指示均低于-279mm，低水位报警，MFT将动作； 3.给水流量不正常地小于蒸汽流量（水管道爆破，泄漏除外）； 4.主汽温度升高。11.7.2.2 原因：

1.给水自动失灵或调整门故障及给水泵调节失灵； 2.运行人员监视不够，或调整不当和误操作； 3.水位计失灵使运行人员误判断； 4.负荷变化大，调整不及时；

5.水冷壁、省煤器、泄漏严重或爆破。11.7.2.3 处理：

1.自动时MFT动作，手动时，手按“MFT”按钮紧停外理； 2.停止一切放水、排污工作和加药工作； 3.加强上水，汽包水位出现后重新启动；

4.若水冷壁、省煤器和给水管道爆破，则停止上水，关闭省煤器再循环门，按紧急停炉处理。11.7.3 主汽压力高 11.7.3.1 现象：

1.主汽压力高，光字牌报警； 2.各主汽压力表指示升高；

3.电磁泄压阀在“自动”时应动作； 4.安全门可能动作。11.7.3.2 原因： 1.负荷骤减；

2.PCV未投自动或拒动；

3.启制粉系统时，操作不当； 11.7.3.3 处理：

１ 1.调整磨煤机出力和一次风挡板开度（一单元）； 2.强制开启PVC阀；

3.联系汽机开启高、低旁路；

4.主汽压力恢复正常后，关闭PVC阀，联系汽机关闭高、低旁路；

5.若达安全门动作压力，而安全门不动，汽压急剧上升时，应手按“MFT”紧急停炉； 6.负荷当时未带满时，可临时紧急加负荷，控制汽压，操作时注意水位变化。7.二单元检查三次风是否带粉多，确证后可停止相应制粉系统运行。11.7.4 主汽温度高 11.7.4.1 现象： 1.汽温指示表超限；

2.主汽温度高，声光报警； 11.7.4.2 原因：

1.燃烧调整不当，风量调节不当； 2.减温水系统故障； 3.粉量或燃油量过大； 4.烟道二次燃烧； 5.汽压升高； 6.火焰中心偏高。11.7.4.3 处理：

1.若减温水自动故障，应切换为手动，增大减温水量； 2.调节风煤比例，使O2或CO2在规定范围； 3.调整燃烧，降低火焰中心； 4.加强水冷壁吹灰工作；

5.若由于尾部烟道再燃烧引起，按二次燃烧的情况处理。11.7.5 主汽温度低 11.7.5.1 现象：

1.汽温指示下降，超过正常规定值； 2.汽温低声光报警。11.7.5.2 原因： 1.减温水系统故障； 2.燃烧调整不当； 3.汽包水位高或满水；

4.锅炉加负荷过快或发生灭火。11.7.5.3 处理：

1.若减温水自动失灵，应改为手动调节，关小或关闭减温水，适当降负荷运行； 2.调燃烧和风煤比例，使O2或CO2含量在规定范围内；

3.再热汽温低时，可提高过剩空气系数和开大再热器侧烟温挡板；

4.汽温低于520℃时，机应根据汽温下降情况降负荷，汽温降至450℃时，负荷应减至零，汽温继续下降时（430℃），应打闸停机。11.7.6 锅炉灭火 11.7.6.1 现象：

1.炉膛负压增大，火焰监视器监视不到火焰； 2.火检指示全无；

3.灭火时，FSSS保护动作，灭火信号报警，一次风机、磨煤机、给煤机跳闸、给粉机跳闸，排粉机跳闸；

4.汽压、汽温、负荷急剧下降；

２ 5.氧量指示增大。11.7.6.2 原因：

1.锅炉负荷低，燃烧调整不当； 2.煤质突变，挥发分过低；

3.有油助燃时，油中带水多或燃油中断； 4.MFT动作；

5.主要辅机故障或电源中断；

6.二次风量控制系统失灵，使炉膛负压和氧量过大； 7.水冷壁爆破；

8.低负荷时，冷灰斗密封不严，大量冷空气从底部侵入； 9.炉膛内掉大焦。11.7.6.3 处理：

1.当锅炉灭火后，FSSS保护和MFT均应动作，自动停炉，否则应手动“MFT”停炉； 2.严禁退出保护，严禁采用关小风门，继续给风，给煤投油的关风爆燃法恢复； 3.将各自动改为手动操作，关小或关闭减温水门，最好用电泵维持水位； 4.停炉步骤参照“MFT”紧停一节；

5.停炉后查明灭火原因，消除故障后，对锅炉进行全面检查和通风吹扫，方能重新点火； 6.恢复时，根据汽温情况，开启各疏水阀。11.7.7 省煤器、水冷壁泄漏和爆破 11.7.7.1 原因：

1.材质不良，制造安装焊接质量不合格；

2.给水品质长期不合格，使管内结垢，管壁发生腐蚀； 3.省煤器外壁飞灰磨损严重；

4.水冷壁管、支吊安装不正确，造成自由膨胀不均； 5.炉膛发生爆炸，使水冷壁损坏；

6.燃烧器安装角度不合理，火焰直冲管壁，或大块焦渣坠落、砸坏水冷壁。11.7.7.2 现象：

1.炉膛内或省煤器处有泄漏声和爆破声； 2.汽包水位难以维持；

3.排烟温度降低，两侧烟温差增大； 4.给水流量不正常大于蒸汽流量；

5.炉膛负压变小或变正，燃烧不稳，引风机电流增大； 6.机组负荷下降；

7.水冷壁泄漏严重时，炉膛灭火，保护动作； 8.省煤器下部灰斗发生冒汽或跑水现象。11.7.7.3 处理：

1.泄漏较轻微时，应适当降负荷运行，保持各参数稳定，要求停炉并重点注意事态的发展； 2.泄漏严重或发生爆破，无法维持水位及其它参数正常时，应手按MFT紧急停炉； 3.停炉后，留一台引风机运行，维持负压，排除蒸汽和烟气；

4.停炉后，应及时停电除尘，以防电极积灰，并及时清理电除尘和省煤器下部灰斗积灰。11.7.8 过热器、再热器泄漏和爆破 11.7.8.1 现象：

1.过热器、再热器通道处有泄漏或爆破声；

2.燃烧不稳，炉膛负压变小或变正，烟道不严密处往外冒烟气或蒸汽； 3.蒸汽压力下降，主汽温度发生变化，机组负荷降低； 4.给水流量不正常地大于蒸汽流量；

３ 5.两侧烟温差增大，泄漏侧偏低； 6.引风机自动时，电流增大。11.7.8.2 原因：

1.燃烧调整不当，使火焰拉长或偏斜，造成局部过热器和再热器长期超温； 2.燃烧料中的有害元素使过热器和再热器管烟气侧产生高温腐蚀，管子损坏；

3.化学监督不严，给水品质不合格，汽水分离装置不良，过热器管内给垢使管子损坏； 4.启、停炉过程中，对管壁温度监视不够，调整不当，使管子超温； 5.汽机甩负荷时，高旁动作，使再热器超温； 6.过热器、再热器处堵灰使局部温度升高； 7.吹灰装置安装、操作不当，吹坏管子； 8.长期超温运行及飞灰磨损。11.7.8.3 处理：

1.漏泄较轻时，加强给水，维持炉膛负压，同时适当降负荷，降参数运行； 2.维持现状，加强观察损坏情况，防止事态扩大，提出停炉申请； 3.泄漏或爆破严重时，应手按“MFT”紧急停炉； 4.停炉后，留一台引风机运行，以排除烟气和蒸汽。11.7.9 尾部烟道二次燃烧 11.7.9.1 现象：

1.炉膛负压和烟道负压急剧变化； 2.排烟温度急剧升高，含氧量下降；

3.烟道不严密处、人孔门处及引风机轴封处往外冒火星或冒烟； 4.热风温度，省煤器出口水温不正常地升高；

5.空预器处再燃烧时，外壳烧红或有温度辐射感，空预器电流摆动。11.7.9.2 原因：

1.长期燃烧不良或调整不当，煤粉过粗，油枪雾化不良，使未燃烧的燃料进入烟道内； 2.点火初期或长时间低负荷运行及停炉，造成大量可燃物沉积在烟道内； 3.炉膛负压过大，使未燃尽燃料吸入烟道；

4.灭火后未及时停止燃料，而点火前通风吹扫不足。11.7.9.3 处理：

1.当烟道温度和排烟温度不正常升高时，应查找区域调整燃烧，进行吹灰和适当降负荷； 2.经上述处理无效，或烟道内已发生燃烧现象时，应手按“MFT”按钮，紧急停炉；

3.停炉后，严密关闭所有风门挡板，使燃烧系统处于密闭状态，通入蒸汽消防或水消防； 4.保持空预器继续转动；

5.确认燃烧现象完全熄灭后，可启动引、送风机，通风5-10min，复查设备损坏情况，和有无积灰、火星，停止消防设备和吹灰；

6.逐渐开启引、送风机挡板，排烟温度无升高现象时，方可重新点火。11.7.10 水位计损坏 11.7.10.1 处理：

1.任一个汽包水位计泄漏或损坏时，应对其隔离，汇报值长通知检修处理；

2.任一个汽包就地水面计损坏或水位电视故障，锅炉仍可继续运行，但应汇报值长，通知检修尽快修复，并加强水位监视，增加校对次数；

3.两侧汽包水位计全损坏，但电接点水位计运行正常，或CRT水位正常可靠，给水自动调节正常，锅炉仍可继续运行一段时间（2-3h）汇报值长，要求紧急修复水面计；

4.给水自动不可靠时，只能根据机械水位表，电接点水位计做短时间的运行（15-20min）并申请停炉；

5.两侧就地水位计损坏，而机械表，电气表不可靠，自动也不可靠时，应手动“MFT”紧急停

４ 炉；

6.任一汽包水位计损坏，应将运行方式切为“锅炉基本”或“锅炉基本自动”。11.7.11 回转式空气预热器故障 11.7.11.1 现象：

1.回转式空预器电机电流不正常的摆动； 2.相关报警牌亮，空预器可能掉闸。11.7.11.2 原因：

1.传动部分卡涩，密封板损坏；

2.转子与外壳之间有杂物，或盘根扭曲变形； 3.受热面严重堵灰，烟温偏差大； 4.电气设备故障；

5.轴承损坏和轴承温度超限； 6.启动中烟温上升速度过快。11.7.11.3 处理：

1.一台转式空气预热器跳闸，若在跳闸前无电流过大现象或机械部分故障，可重合一次，若重合闸成功，则应查明原因消除，若重合闸无效，应投入盘车装置，降低锅炉负荷，控制排烟温度，不超过规定值；

2.一台回转式空气预热器故障停运，而排烟温度超过定值，或两台回转式空预器故障停运时，应按紧急停炉处理；

3.启动中升烟温速度要均，每小时不超过50℃，最高烟温值不超过409℃。11.7.12 空压机控制气源中断 11.7.12.1 现象：

1.控制气源压力表指示下降或到零； 2.光字牌上控制气源压力低报警； 3.所有气动执行机构断气自锁。11.7.12.2 原因： 1.空压机故障；

2.控制气源管路和系统漏气严重； 3.干燥塔切换不正常。11.7.12.3 处理：

1.当控制气源压力低于0.6MPa时应启动备用空压机运行；

2.若气压继续降至0.4MPa左右时，所有气动执行机构断气自锁，保持固定调节位置；

3.此时，操作人员禁止操作所有气动执行机构，应维持锅炉稳定运行，机侧水环真空泵入口碟阀关闭，应严密监视真空变化；

4.若控制气源短期无法恢复正常时，应申请停机。11.7.13 热工控制和仪表电源中断 11.7.13.1 现象：

1.仪表电源失去，指示回零或消失；

2.交直流电源指示灯灭、光字牌不亮、电铃和喇叭也不响； 3.所有自动调节失灵，手动也不能远方操作； 4.所有调整门和调节挡板失去电源，指示消失。11.7.13.2 处理：

1.若部分热控电源消失，锅炉主要参数还有监视手段时，应稳定机组运行，减少不必要操作，严密监视主要参数；

2.汇报值长，要求迅速恢复电源，并将自动解列，切为手动或就地操作； 3.就地对引、送风机挡板控制，维持负压；

５ 4.部分电源中断，短时无法恢复时，应申请停炉；

5.运行参数超限，无调整手段，或热控及仪表电源全部中断时，应手按“MFT”紧急停炉。

６

第三篇：汽轮机典型事故处理

汽轮机典型事故与处理

1.机组发生故障时，运行人员应怎样进行工作？ 机组发生故障时，运行人员应进行如下工作。

（1）根据仪表揞示和设备外部象征，判断事故发生的原因；

（2）迅速消除对人身和设备的危险，必要时立即解列发 生故障的设备，防止故障扩大；

（3）迅速查清故陣的地点、性质和损伤范围；

（4）保证所有未受损害的设备正常运行；

（5）消除故障的每一个阶段，尽可能迅速地报告值长、车间主任、以便及时采取进一步对策，防止事故蔓延；

（6）事故处理中不得进行交接班，接班人员应协助当班人员进行事故处理，只有在事故处理完毕或告一段落后，经交接班班长同意方可进行交接班；

（7）故障消除后，运行人员应将观察到的现象、故障发展的过程和时间，采取消除故障的措施正确地记录在记录本上;

（8）应及时写出书面报告，上报有关部门。

2.汽轮机事故停机一般分为哪三类？

汽轮机事故停机一般有：（1）破坏真空紧急停机。（2）不破坏真空故障停机。

（3）由值长根据现场具体情况决定的停机。其中第三类停机包括减负荷停机。

3.什么叫紧急停机、故陣停机，由值长根据现场具体情况决定的停机？

紧急停机：设备已经严重损坏或停机速度慢了会造成严重损坏的事故。操作上不考虑带负荷情况，不需汇报领导，可随即打闸，并破坏真空。

故障停机：不停机将危及机组设备安全，切断汽源后故障不会进一步扩大。操作上应先汇报有关领导，得到同意迅速降负荷停机，无需破坏真空。

由值长根据现场具体情况决定的停机：事故判断不太便，判断不太清楚，或某一系统或设备异常尚未达到不能减负荷停机的程度。操作上应控制降温、降负荷速度、汽缸温度下降到一定的温度再打闸。

4.区别三类事故停机的原則是什么？

区别三类事故停机的原则是：

（1）故障对设备的危害程度和要求的停机速度。（2）对设备故陣的判断是否方便清楚。

5.破坏真空紧急停机的条件是什么？ 破坏真空紧急停机的条件是：

（1）汽轮机转速升至3360r/min，危急保安器不动作或调节保安系统故障，无法维持运行或继续运行危及设备安全时。

（2）机组发生强烈振动或设备内部有明显的金属摩擦声，轴封冒火花，叶片断裂。

（3）汽轮机水冲击。

（4）主蒸汽管、再热蒸汽管、髙压缸排汽管，给水的主要管道或阀门爆破。（5）轴向位移达极限值，推力瓦块温度急剧上升到95℃时。（6）轴承润滑油压降至极限值，起动辅助油泵无效。

（7）任一轴承回油温度上升至75℃或突升至70℃（包括 密封瓦，100MW机组密封瓦块温度超过105℃）。（8）任一轴承断油、冒烟。

（9）油系统大量漏油、油箱油位降到停机值时。

（10）油系统失火不能很快扑灭时。

（11）发电机、励磁机冒烟起火或内部氢气爆炸时。

（12）主蒸汽、再热蒸汽温度10min内升、降50℃以上（视情况可不破坏真空）。（13）高压缸差胀达极限值时。

6.故障停机的条件有哪些？

发生下列情况之一，应立即汇报班长、值长，联系电气、锅炉迅速减掉汽轮机负荷、电气解列，故庳停机。

（1）200MW机组真空降至73.33kPa，125MW机组和300MW机组真空降至63kPa，50MW和100MW机组真空降 至66.7kPa，负荷降至零仍无效时。（2）额定汽压时，主蒸汽温度升高到最大允许值，短时 间不能降低或超过最大允许值。

（3）主蒸汽温度、再热蒸汽温度过低。

（4）主蒸汽压力升高到最大允许值，不能立即恢复时。

（5）发电机断水超过30s（300MW机组为20s），断水保 护拒动作或发电机大量漏水时。

（6）厂用电源全部失去。

（7）主油泵故障不能维持正常工作时。

（8）氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持时。

（9）髙、中、低压缸差胀达最大允许值，采取措施无效时。（10）凝结水管破裂，除氧器水位迅速下降，不能维持运时。（11）凝汽器铜管破裂，大量循环水漏入汽侧。.紧急停机如何操作？ 紧急停机操作如下。

（1）揿紧急停机按钮或手动脱扣器，检查髙、中压自动 主汽门、调节汽门、各抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门应关 闭，转速应下降，关闭电动主汽门。

（2）发出“注意”、“停机”信号。（3）起动交流润滑油系。

（4）关闭除氧器进水门，开凝结水再循环门，投人排汽缸喷水。开启给水泵再循环门，关闭中间抽头门。

（5）停用射水泵，开启真空破坏门，除与锅炉侧相通的疏水门外，开启汽轮机侧所有疏水门，解除旁路系统自动。

（6）调整轴封压力，必要时将轴封汽切换为备用汽源供给，给水走液动旁路。（7）倾听机组声音，记录惰走时间。

（8）转子静止，真空到零，停止向轴封送汽，投人盘车，测量转子弯曲值。（9）完成正常停机的其它各项操作。

（10）详细记录全过程及各主要:数据。8.蒸汽温度的最髙限额是根据什么制定的？

蒸汽温度的最高限额的依据是由主蒸汽管、电动主汽门、自动主汽门、调节汽门、联合汽门及调节级等金属材料来决定的。根据材料的蠕变极限和持久强度等性能决定的，当蒸 汽温度超过最高限额时，会使金属材料的蠕变速度急剧上升, 允许用应力大大下降。所以运行中不允许在蒸汽温度的上限运行。

9.新蒸汽的压力和温度同时下降时，为卄么按汽溫下降 进行处理？

新蒸汽压力降低将使汽耗增加，经济性降低，末级叶片易过负荷，应联系锅炉处理。单元制机组锅炉的处理方法包 括减负荷。

汽温下降时，汽耗要增加，经济性降低，除末级叶片易 过负荷外，其他压力级也可能过负荷，机组轴向推力增加，且 末级湿度增大易发生水滴冲蚀，汽揾突降是水冲击的预兆，所 以汽温降低比汽压降低危险。汽温、汽压同时降低时，如负 荷降低，则对设备安全不构成严重危胁，汽温降低规程明确 规定了要减负荷’所以汽温、汽压同时降低，按汽温降低处 理比较合理；若不减负荷，末级叶片过负荷的危险较大。汽 温降低处理中规定，负荷下降到一定的程度是以蒸汽过热度 为处理依据的，这时的主要危险是水冲击，汽压降低对设备 安全已不构成威胁，当然以汽温降低处理要求进行处理合理。

中小型母管制蒸汽系统的机组，汽温、汽压同时降低时，一 般规定以汽压下降的规定进行处理。大容量单元制机组的处 理则按汽温下降的规定进行处理，这一点在概念上不要混淆。

10.新蒸汽温庋突降有何危害？

蒸汽温度突降，可能是机组发生水冲击的预兆，而水冲 击会引起整个机组严重损坏。此外汽温突降还将引起机组部件温差增大，热应力增大，且降温产生的温差会使金属承受 拉应力，其允许值比压应力小得多。降温还会引起动静部件收缩不一，差胀向负值增大，甚至动静之间发生摩擦，严重时将导致设备损坏，因此在发生汽温突降时，除按规程规定 处理外，还应对机组运行情况进行监视与检査。

汽温突降往往不是两侧同时发生，所以还要特别注惫两侧温差。两侧汽温差超限应根据有关规定处理。

11.新蒸汽温度下降应如何处理？

新蒸汽压力为额定值，而汽温低于额定值10℃时，应联系锅炉恢复汽温，低于额定值20℃时，应限负荷运行，汽温 继续下降应按规程规定开启主蒸汽管及本体疏水门，同时汇 报值长，联系锅炉运行人员，保持温度降压减负荷。降压减 负荷过程中，过热度应不低于150℃，否则应故障停机，蒸汽 温度降低时，联系锅炉运行人员无效，可采用开旁路降压，必 要时投人汽缸冷却，确保高压差胀、缸胀、金属温差在合格范围，如汽温下降较快，如内下降50℃，应打闸停机。

12.新蒸汽温度升高应如何处理？

新蒸汽温度升髙应做如下处理：

（1）主蒸汽温度、再热蒸汽温度应在允许范围内变化，超 出时应联系锅炉运行人员降低温度。（2）主蒸汽温度或再热蒸汽温度升至最高允许值时，应报告值长、联系锅炉运行人员迅速采取措施。如规程规定的 时间内不能恢复，应故障停机。（3）汽温急剧升高到最高允许値以上，汇报值长，要求 立即打闸停机。（4）如主汽温10min込内上升50℃，应立即打闸停机。

13.主蒸汽压力、溫度同时下降时，应注意哪些问题？

主蒸汽压力、温度同时下降时，应注意如下问题：

（1）主蒸汽压力、温度同时下降时，应联系锅炉运行人 员要求恢复正常，并报告值长要求减负荷。

（2）汽温、汽压下降的过程中，应注意高压缸差胀、轴 向位移、轴承振动、推力瓦温度等数值，并应严格监视主汽 门、轴封、汽缸结合面是否冒白汽或溅出水滴，发现水冲击 时，应紧急停机。

（3）主蒸汽压力、温度同时下降，虽有150℃过热度，但 主蒸汽温度低于调节汽室上部温度50℃以上时汇报值长，要求故障停机。

14.主蒸汽温度、再热蒸汽溫度、两侧温差过大有何危害？

由于锅炉原因，使汽轮机高、中压缸两侧进汽温度产生偏差，如两侧汽温差过大，将使汽缸左、右两侧受热不均匀，会产生很大热应力，使部件损坏或缩短使用寿命，热膨胀亦不均匀，致使汽缸动静部分产生中心偏斜，造成动静间摩擦，机组振动，严重时将损坧设备。因此，当两侧汽温差太大时，应按规程规定进行处理，两侧汽搵差超过80℃时，应故障停机。

15.主蒸汽压力过高如何处理？

当发现主蒸汽压力超过允许值时，应联系锅炉运行人员 采取洚压措施，对汽轮机也可采取开启旁路，或用电动主闸 门节流降甩。如不能立即恢复，汽压继续上升到最大允许值，应汇报值长，故障停机。

16.负荷突变的一般原因有哪些？

负荷突变的一般原因如下：（1）发电机或电网故庳。（2）锅炉紧急停用。（参数大幅度下降）

（3）危急保安器飞锤动作。电动脱扣器动作，（4）调速油压低于最低允谇值3（5）误操作引起保护动作。

17.负荷突变的故障应如何判断？

负荷突变的故障应做如下判断：

（1）在发电机突然甩掉负荷后，如果负荷表指示在零位，蒸汽流量下降，锅炉安全门动作，转速上升后又下降，并稳 定在一定转速，说明调节系统可以控制转速，危急保安器没 有动作。

（2）在机组甩负荷后，如果转速不变，说明发电机末解 列。对于装有自动主汽门与发电机油开关联锁装置的机组只要发电机解列，主汽门即关闭’转速下降。

18.汽轮机一般有哪些方面原因容易造成甩负荷？ 汽轮机有如下原因容易造成甩负荷。

（1）串轴保护动作。（2）离心调速器钢带断。（3）汽门误关引起甩负荷。（4）调节系统卡涩引起甩负荷。

（5）机组保护中的任一保护动作或误动作时。

19.调节系统发生卡涩现象时，为防止甩负荷，应采取哪些措施？

调节系统发生卡涩现象时，为防止甩负荷，应采取如下措施。（1）加强滤油，油净化装置应芷常投人。

（2）减负荷操作应由汽轮机运行人员在就地进行。

（3）每次减负荷到要求数值时，再将同步器向增负荷方向倒回接近该负荷下应有的同步器位置附近。

（4）请求调度将负荷大幅度交替增减若干次，以活动调节部套。

（5）必要时可将调节汽门全开，改为变压运行方式，并应定期活动调节汽门。

20.运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列的象征是什么？

运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列的象征如下：

（1）功率表指示突然大幅度降低，调节汽门关小，各监视段压力相应降低。（2）频率正常，主蒸汽压力升髙，旁路自动投入。

21.运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列应如何处理？

运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列应做如下处理：

（1）检査机组运行情况一切正常后和值长联系，要求迅 速增加本机负荷。（2）联系锅炉运行人员，在电网负荷允许的情况下，迅 速将本机负荷增加到原来所带负荷的70%以上。

（3）调整轴封压力，如除氧器压力太低，应将轴封汽源 切换为备用汽源供给。（4）当甩负荷时，给水泵流量低于允许值，应幵启再循 环门，负荷恢复后，根据给水流量上升情况关闭再循环门。

（5）注意旁路运行情况，当负荷上升后，联系锅炉运行人员，停用旁路。（6）检査除氧器、凝汽器及各加热器水位，进行必要的调整。（7）全面检查。

22.发电机甩负荷到”0“，汽轮机将有哪几种现象？

发电机甩负荷到“0”，汽轮机将有如下现象。

（1）汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，转速不变。

（2）发电机与电网解列，汽轮机调节系统正常，能维持空负荷运行，转速上升又下降到一定值。

（3）发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维待空负荷运行，危急保安器动作，转速上升后又下降。

（4）发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速。

23.汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，事故象征 有哪些？

汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，事故象征如

（1）汽轮机转速不变，髙、中压主汽门，调节汽门，各抽汽逆止门关闭。（2）发电机负荷到零，各监视段压力到零，主蒸汽压力升高。（3）旁路自动投人或根据锅炉要求手动打幵。

24.汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，应如何处理？

汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，应做如下处理：

（1）手揿盘上发电机停机按钮，如有机电联络信号，应发出紧急停机信号。（2）开启高压油泵，（3）旁路系统应自动投人，如未投人可根据锅炉要求手动打开。

（4）调整凝汽器水位、轴封汽座力、给水压力、除氧器 压力及水位。若除氧器汽源不足，应切换备用汽源供轴封汽。

（5）完成故障停机的有关主要操作。

（6）迅速查清汽轮机跳闸原因，如属保护正确动作，则应将机组停下，待事故原因査明并清除后方可重新起动。如果査出属于保护误动作，经领导同意后再起动，在投保护前，应由热工人员查明原因，消除缺陷。

25.发电机与电网解列，汽轮机调节系统能维持空负荷 运行的事故象征有哪些？

发电机与电网解列，汽轮机调节系统能维持空负荷运行 的事故象征如下：（1）负荷到“0”，发电机解列，电超速保护动作，信号牌亮；抽汽逆止门关闭，信号牌亮。

（2）高、中压调节汽门关后又开启至空转位置，转速上升后又下降，稳定在一定数值。

（3）

一、二级旁路开启（减温水故障，不得投用旁路〉。（4）汽轮机运行声音突变，并变轻。

（5）二次油压低并发出报警信号。

26.发电机与电网解列，调节系统能维持空负荷运行的 亊故应如何处理？

发电机与电网解列，调节系统能维持空负荷运行的事故 应做如下处理：（1）判断事故原因，检查保护动作翻牌项目。

（2）确认汽轮机本体无故障，用同步器调整转速至 3000r/min。（3）关小凝结水至除氧器进水调整门，开启凝结水再循 环门，保证凝汽器水位，开徘汽缸喷水装置。

（4）轴封汽源不足应切换为备用汽源供给。

（5）检查旁路是否动作，若未动作，可根据事故状况及锅炉要求开启或停用旁路系统。

（6）开汽轮杌本体与各级抽汽疏水门，开主蒸汽管、再热蒸汽管冷、热段疏水门。

（7）手动关闭各级抽汽逆止门和各髙、低压加热器进汽电动门。

（8）检査轴向位移，髙压缸差胀、主蒸汽参数等数值和 推力瓦回油温度，测量机组振动。

（9）如机组各部正常，联系电气，迅速并列带负荷。

（10）机组甩负荷恢复过程中，主蒸汽温度应尽量提高，机组不宜在较低主蒸汽温度下运行，同时带负荷要快。

27.发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急保安器动作的象征有哪些？（1）负荷到“0”，主蒸汽压力升髙，蒸汽流量表指示接近零。

（2）机组声音突变；高、中压主汽门，调节汽门关闭，各抽汽逆止门关闭，并发出信号；转速升高后又下降，危急保 安器动作，危急保安器指示“遮断（3）旁路系统自动投入（因真空降低，保护动作跳机或减溫水故瘅，应立即停用旁路〉。

28.发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急保安器动作的亊故应如何处理？（1）起动髙压油泵。

（2）根据锅炉要求投入旁路系统。

（3）判断事故原因，确认汽轮机本体无故障，用起动阀挂闸，升速用同步器维持转速3000r/min（有的机组装有发电机油开关与解脱滑阀电磁解脱器联锁装置，即发电机油开关跳闸，联动自动主汽门关闭。这样的机组甩负荷后，即使危急保安器未动作，自动主汽门也关闭。操作上应断开联锁开 关，重新挂闸，保持3000r/min，等待并网。如果联锁开关不断开，解脱滑阀电磁解脱器在吸合状态，是不能挂闸的。

（4）联系电气，迅速并列带负荷，如短时间内不能恢复 应立即故障停机。

29.发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负 荷运行，危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速的象征 有哪些？

（1）负荷到各监视段迁:力下降到空载数值，汽轮 机转速升高到以上，调节汽门关小到空载数值左右。

（2）主蒸汽压力升高，旁路自动投入运行。

（3）机组声音异常（转速升髙发出的声音八）（4）一次油压升高。

30.发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负 荷运行，危急保安器拒绝动作’造成汽轮机严重超速亊故应如何处理？

（1）迅速手揿控制表盘上事故按钮或手打脱扣器，关闭髙、中压自动主汽门、调节汽门、各抽汽逆止门。（2）进行上述操作后，如转速仍不下降，应关闭三、四 段抽汽门和电动主汽门，并破坏真空，使转速下降。

（3）起动润滑油泵。

（4）完成故障停机的其他操作。

（5）查明并消除造成严重超速的原因后作超速试验，危急保安器动作转速合格后，机钽万能重新并网。

31.调节系统不能维持空负荷运行及甩负荷时引起危急 保安器动作有哪些原因？

调节汽门漏汽及调节系统不正常是调节系统不能维持空 负荷运行及甩负荷时引起危急保安器动作的主要原因。其中调节系统工作不正常原因较多，如同步器下限太髙致使调节 汽门关不严。另外当速度变动率过大，在负荷由满负荷甩至 零负荷时，转速上升超过危急保安器动作转速，此外调节系 统连杆卡涩、调节汽门卡住，调节系统迟缓率过大，在甩负荷时也会引起危急保安器动作。

32.活动自动主汽门时造成主汽门误关应如何处理？

如果高压自动关闭器活动装置不良，进行主汽门活动试验时，往往造成一侧主汽门全关，甩去部分负荷。此时应迅速退回该侧试验手轮到原来位置，手摇同步器，使调节汽门全关，这时自动主汽门前后压差消失，使自行开启，然后开大调节汽门，恢复原来工况（125MW机组应采用专用工具顶点或停机处理）。

33.锅炉熄火应如何处理？

发现锅沪熄火应立即联系电气降负荷至2MW左右。关闭给水泵中间抽头门，开启主，再热蒸汽管道疏水，注意检查开启旁路疏水；幵启给水泵及凝结水泵再循环门，保持除氧器及凝汽器水位；根据排汽温度投人后缸喷水；调整轴封 压力，必要时轴封汽切换为备用汽源供绐；检査差胀、轴向位移、机组振动的变化情况；特别要注意主、再热蒸汽温度 的变化，同时要考虑炉侧主、再热蒸汽温度的变化，当机、炉侧任一主、再热蒸汽温度10min内降低50℃，应立即打阑停机，起动高压调速油泵。锅炉点火成功，主、再热蒸汽温度 至少应与汽缸温度相同，有条件也应高于汽缸温度50℃，伹主、再热汽温不应超过额定值，方可恢复。确定旁路疏水疏 尽投人旁路系统。恢复过程中，应缓慢手摇起动阀，检査自 动主汽门及调节汽门开启情况，使转速缓慢均匀升到500r/min，作短暂停留，待主、再热蒸汽温度逐渐回升后，再平稳 升速至3000r/min。全面检査无掉常后，停高压油泵，联系电气迅速并列，逐渐带负荷，恢复原工况运行。

34.一台机组一段6KV厂用电源失电和二段都失电时 的处理原则有什么不同？

一段厂用电源失电，如处理正确，则可保持机组一半负荷左右，因此失电后应作以下处理：

（1）应首先检查有关备用辅机自动联锁正常，否则应手 动投人，断幵失电辅机开关。

（2）维持给水压力正常。（3）对于循环水开式循环系统的机组，还应通知邻机增 幵循环水泵及按规定调节循环水进出水门和循环水联通门。

（4）注意调节轴封汽及各油、水、风温度。

二段同时失电，机组巳无法维持运行，处理原则是：

（1）按不破坏真空故障停机，但不得向疑汽器排汽排水。

（2）应投用直流润滑油泵、直流密封油泵，维持轴承供油。（3）断幵失电辅机起动开关及自起动联锁开关。

（4）关闭循环水母管联通门。

（5）对于一些必须操作的电动门、调整门进行手动操作。

（6）不得开启本体及管道疏水门。

（7）排汽温度高于50℃时，不得送循环水。

（8）转子静止后，应手动定期盘动转子180度。

（9）用电恢复后，动力设备应遂台开启运行。

35.厂用电中断为何要打闸停机？

厂用电中断，所有的电动设备都停止运转，汽轮机的循 环水泵、凝结水泵、射水泵都将停止，真空将急剧下降，处理不及时，将引起低压缸排大气安全门动作。由于冷油器失去冷却水，润滑油温迅速升髙，水冷泵的停止又引起发电机 温度升髙，对双水内冷发电机的进水支座将因无水冷却和润 滑而产生漏水，对于氢冷发电机、氢气温度也将急剧上升，给 水泵的停止，又将引起锅炉断水。由于各种电气仪表无指示，失去监视和控制手段。可见，厂用电全停，汽轮机已无法维 持运行，必须立即起动直流润滑油泵，直流密封油泵，紧急停机。

36.厂用电失去时，为什么要规定至少一台原运行循环水泵在1min内不能解除联锁？

厂用电中断，有可能在短时间内恢复供电，循环水泵起 动开关放在起动位置，厂用电恢复时，循环水泵能自动开启供水，可缩短事故处理时间。考虑到其它辅机起动开关若都置起动位置，厂用电恢复时都同时起动，厂用电电流太大，厂 变压器及熔丝都吃不消，所以在厂用电失电后，其它辅机的起动开关都龙放断开位置。

37.厂用电部分中断的象征有哪些？

部分6KV或400KV厂用电中断，备用泵自投人，凝汽器 真空下降，负荷下降。

38.部分厂用电中断应如何处理？

部分厂用电中断应做如下处理：

（1）若备用设备自动投人成功，复置各开关，调整运行参数至正常，（2）若备用设备未自动投人，应手动启动（无备用设备，可将已跳闸设备强制合闸一次，若手动起动仍无效，降负荷 或降负荷至零停机，同时应联系电气，尽快恢复厂用电，然 后再进行起动）。

（3）若厂用电不能尽快恢复，超过1min后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关，注意机组情况，各监视参数达停机极 限值时，按相应规定进行处理。（4）若需打闸停机，应起动直流润滑油泵及直流密封油泵。

39.厂用电全部中断的象征有哪些？

交流照明灯灭；事故照明灯亮；事故喇叭报警；运行设 备突然停止；电流表指示到“0”；备用设备不联动；主蒸汽压力、温度、凝汽器真空下降。

40.厂用电中断应如何处理？

厂用电中断应做如下处理：

（1）起动直流润滑油泵、直流密封油泵，立即打闸停机。

（2）联系电气，尽快恢复厂用电，若厂用电不能尽快恢复，超过1min后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关。

（3）设法手动关闭有关调整门、电动门。

（4）排汽温度小于50℃时，投人凝汽器冷却水，若棑汽溫度超过50℃，需经领导同意，方可投入凝汽器冷却水（凝汽器投入冷却水后，方可开启本体及管道疏水）

（5）厂用电恢复后，根据机组所处状态进行重新起动。切记：动力设备应分别起动，严禁瞬间同时起动大容量辅机，机组恢复并网后，接带负荷速度不得大于10MW/min。

41.真空下降的原因有哪些？

真空下降的原因包括：

（1）循环水中断或水量突减，系统阀门误动作。（2）凝汽器水位并髙。

（3）轴封汽源不足或轴封汽源中断（水控逆止门误动作）。

（4）射水抽气器工作失常，射水泵故障或射水箱水位降 低，水温过高（超过30℃。

（5）真空系统管道部件及法兰结合面不严密，漏入空气。（6）排汽缸安全门薄膜损坏。（7）旁路系统误动。（8）稳压水箱水位过低。

42.哪些原因造成的真空下降需要增开射水泵？

如下原因造成的真空下降需要增开射水泵：

（1）真空系统漏空气，要增开射水泵并投用备用抽气器。

（2）备用射水泵逆止门关不严，出水门又关不紧，或射水泵出水母管泄漏，射水泵有缺陷，造成射水母管压力低时。

（3）射水抽气器喷嘴阻塞，需要提髙射水母管压力冲喷嘴时。

43.为什么真空降低到一定数值时要紧急停机？

真空降低到一定数值时要紧急停机的原因有：

（1）由于真空降低使轴向位移过大，造成推力轴承过负 荷而磨损。

（2）由于真空降低使叶片因蒸汽流量增大而造成过负荷(真空降低最后几级叶片反动度要增加兑

（3）真空降低使排汽缸温度升髙，汽缸中心线变化易引 起机组振动加大。（4）为了不使低压缸安全门动作，确保设备安全，故真 空降到一定数值时应紧急停机。

44.判明真空系统是否泄漏，应检查哪些地方？

判别真空系统是否泄漏应检查如下地方：（1）检査低压缸排汽安全门完整、无吸气。

（2）检査真空破坏门关闭，不泄漏。

（3）检査凝汽器汽侧放水门关闭，不泄漏。

（4）检查真空系统的水位计不破裂、泄漏。

（5）检査真空系统阀门的水封、管道、法兰或焊口有否 不严密处，尤其是膨胀箱或锅炉起动分离器至凝汽器的管道 及阀门。（6）检査真空状态的抽汽管道与汽缸连接的地方是否漏 空气，此处漏空气在负荷降低时真空下降，负荷升髙后真空稍有回升。

（7）检查处于负压状态下的低压加热器水位是否正常，放地沟门是否严密。（8）检查调速给水泵的重力回水是否导人凝汽器，如果回水量较小，水封袋封不住应将给水泵密封水重力回水倒至地沟。

45.真空下降应如何处理？

真空下降应做如下处理：

（1）发现真空下降，应校对排汽温度表及其它真空表，查明原因，采取对策，起动备用射水泵，投人射水抽气器，真 空下降至87Kpa（650mmHg）时，及时汇报，设法恢复真空。

（2）真空下洚至时，应发警报。如继续下降，每下降1.33Kpa（10mmHg）降负荷20MW。

（3）真空下降到停机值时，保护未动作，应进行故障停机。

（4）因真空降低而被迫故障停机时，不允许锅炉向凝汽 器排汽水。

46.汽轮机发生水沖击的原因有哪些？

汽轮机发生水冲击的原因有：

（1）锅炉满水或负荷突增，产生蒸汽带水。（2）锅炉燃烧不稳定或调整不当。（3）加热器满水，抽汽逆止门不严。（4）轴封进永。

（5）旁路减温水误动作。

（6）主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。

47.汽轮机发生水沖击时为什么要破坏真空紧急停机？

因为水冲击会损坏汽轮机叶片和淮力轴承。水的密度比蒸汽大得多，随蒸汽通过喷嘴时被蒸汽带至高速，但速度仍低于正常蒸汽速度，髙速的水以极大的冲击 力打击叶片背部，使叶片应力超限而损坏，水打击叶片背部 本身就造成轴向推力大嗝度升高。此外，水有较大的附着力，会使通流部分阻塞，使蒸汽不能连续向后移动，造成各级叶片前后压力差增大，并使各级叶片反动度猛增，产生巨大的 轴向推力，使推力轴承烧坏，并使汽轮机动静之间摩擦碰撞损坏机组。为防止机组严重损坏，汽轮机发生水冲击时，要果断的破坏真空紧急停机，48.汽轮机发生水沖击的象征有哪些？

汽轮机发生水冲击的象征包括：

（1）主、再热蒸汽温度10min内下降50℃或50℃以上。

（2）主汽门法兰处、汽缸结合面，调节汽门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠。（3）蒸汽管道有水击声和强烈振动。

（4）负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大。

（5）铀向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。

49.汽松机发生水沖击应如何处理？

汽轮机发生水冲击应做如下处理：

（1）起动润滑油泵，打闸停机。

（2）停射水泵，硤坏真空，给水走液动旁路，稍开主汽管向大气排汽门。除通锅炉以外疏水门外，全开所有疏水门。

（3）倾听机内声音，测量振动，记录惰走时间，盘车后测量转子弯曲数值，盘车电动机电流应在正常数值且稳定。（4）惰走时闻明显缩短或机内有异常声音，推力瓦温度升 高，轴向位移、差胀超限时，不经检查不允许机组重新起动。

50.为防止发生水冲击，在运行维护方面着重采取哪些措施？

为防止发生水冲击，在运行维护方面应着重采取如下措施：

（1）当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视，一旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降50℃时，应按紧急停机处理。

（2）注意监视汽缸的金属温度变化和加热器，凝汽器水位，即使停机后也不能忽视。如果发觉有进水危险时，要立即查明原因，迅速切断可能进水的水源。（3）热态起动前，主蒸汽和再热蒸汽管要充分暖管，保 证疏水畅通。

（4）当高压加热器保护装置发生故障时，加热器不能投 入运行。运行中定期检查如热器水位调节装置及高水位报警，应保证经常处于良好状态。加热器管束破裂时，应迅速关闭 汽轮机抽汽管上的相应汽门及逆止门，停止发生故障的加热 器。

（5）在锅炉熄火后蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，不应向汽轮机供汽]如因特殊需要（如快速冷却汽缸）应事先 制定可靠的技术措施。（6）对除氧器水位加强监觇，杜绝满水事故发生。

（7）滑参数停机时，汽温、汽压桉照规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。

（8）定期检査再热蒸汽和I、Ⅱ级旁路的减温水门的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。

（9）只要汽轮机在运转状态，各种保护就必须投人，不得退出。

（10）运行人员应该明确，在汽轮机低转速下进水，对设备的威胁更大。此时尤其要监督汽轮机进水的可能性。

51.汽轮发电机组撮动的原因有哪些？

汽轮机在运行中，机组发生搌动的原因是复杂的，是多方面的。归纳如下：（1）润滑油压下降，油量不足。

（2）润滑油温度过高或过低，油膜振荡。

（3）油中进水，袖质乳化。

（4）油中含有杂质，使轴瓦钨金磨损，或轴瓦间隙不合袼。（5）主蒸汽温度过高或过低：。

（6）起动时转子弯曲值较大，超过了原始数值。（7）运行中除氧器满水，使轴端受冷而弯曲。

（8）热态起动时，汽缸金属温差大，致使汽缸变彤。（9）汽轮机叶轮或隔板变形。

（10）汽轮机滑销系统卡涩，致使汽缸膨胀不出来。

（11）汽轮叽起动中，高、中压汽封处动睁摩擦并伴有火花。（12）汽轮发电机组中心不正。

（13）汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动。

（14）运行中叶片损坏或断落。

（15）励磁机工作失常。

（16）汽流引起激振。

52.汽轮机运行中怎样监督机组振动的变化？

汽轮机运行中监督机組拫动变化的方法有：

（1）正常运冇时，每一班侧量一次轴承三个方向的振动，并记入专用的记录簿中。（2）在运行中机组突然发生振动时，较为常见的原因是 转子平衡恶化和油膜振荡。

如汽缸有打击声（有时听不到），振动增大后很快消失或稳定在较以前高的振幅数值，这是掉叶片或转子部件损坏的 象征。如轴承振动增大较快，可能是气缸上下温差过大，或 主蒸汽温度过低引起水冲击，引起动静部分摩擦，使转子产 生热弯曲的象征，这时应立即停机。如轴承振动突然升高，并且轴瓦件有敲击声，可能是发生了油膜振荡。这时无须立即 停机，首先是减少有功或无功负荷。若振动仍不减少再停机。

53.在起动过程中，如何监督机组的振动？

在起动过程中，监督机组振动的方法有：

（1）没有振动表，汽轮机不应起动。

（2）下列各项中有任何一项不符合规定时，禁止冲动转子：大轴晃动度、上下汽缸溫差、相对胀差及蒸汽温度。

（3）检修后机组起动过程中，在中速暖机时，必须测量机组各个轴承的振动。以后每次起动时，在相同的转速下测量振动，做好记录、发现振动变化大时，应查明原因，延长暖机时间。

（4）在起动升速时，应迅速平稳的通过临界转速。中速以下，汽轮机的任一轴承若出现0.03mm以上的振动值，应立即打闸停机，找寻原因。

54.汽轮机振动有儿个方向？ 一般哪个方向最大？

汽轮机振动方向分垂直、横向和轴向三种。造成振动的 原因是多方面的，但在运行甲集中反映的是轴的中心不正或平衡、油膜不疋常，使汽轮机在运行中产生拫动，故大多数是垂直振动较大，但在实际测量中，有时横向搌动也较大。

55.汽轮机膨账不均匀为卄么会引起振动？如何判断振 动是否由于膨胀不均匀造成的？

汽轮机膨胀不均匀，通常是由于汽缸膨胀受阻或加热不均匀造成的，这时将会引起轴承的位置和标高发生变化，从而导致转子中心发生变化。同时还会减弱轴承的支承刚度，改变轴承的载荷，有时还会引起动静部分摩擦，所以在汽轮机 膨胀不均匀时会引起机组振动。

这类振动的特征，通常表现为振动随着负荷或新蒸汽温度的升高而增大。但随着运行时间的延长（工况保持不变）。振动逐新减小，振动的频率和转速一致，波形呈正弦波。根据上述特点，即可判断振动是否由于膨胀不均匀造成的。

56.机组振动有哪些危害？

由于汽轮发电机组是高速回转设备，因而在正常运行时，通常有一定程度的振动’但是当机组发生过大的振动时存在 以下危害：

（1）直接造成机组事故：如机组振动过大，发生在机头部位，有可能引起危急保安器动作，而发生停机事故。（2）损坏机组零部件：如机组的轴瓦、轴承座的紧固螺钉及与机组连接的管道损坏。

（3）动静部分摩擦：汽轮机过大的振动造成袖封及隔板汽封磨损，严重时磨损造成转子弯曲，振动过大发生在发电 机部位，则使滑环与电刷受到磨损，造成发电机励磁机事故。

（4）损坏机组转子零部件：机组转子零部件松动或造成 基础松动及周围建筑物的损坏，由于振动过大的危害性很大，所以必须保证振动值在规 定的范围以内。

57.大型汽轮发电机组的振动现象通常具有哪些特点？

大型汽轮发电机组的振动现象通常具有如下特点：

（1）每个转子均具有自己的临界转速，轴系又有临界转速，机组的临界转速分布复杂。在升速过程中需越过很多个 临界转速和共振转速，以致在起动的过程中很难找到一个合 适的暖机转速。

（2）由于汽轮发电机组轴系及其连接系统的复杂性，转子质量不平衡造成的机组振动问题比较突出。

（3）油膜自激振荡和间隙振荡使汽轮发电机组容易出现不稳定的搌动现象。

58.机组振动应如何处理？ 机组振动应做如下处理：

（1）汽轮机突然发生强烈振动或清楚听出机内有金属摩擦声音时，应立即打闸停机。

（2）汽轮机轴承振动超过正常值0.03mm以上，应设法消除，当发现汽轮机内部故障的象征或振动突然增加 0.05mm爪时，或缓慢增加至0.1mm时，应立即打闸停机。

（3）机组异常振动时，应检查下列各项：①蒸汽参数、真 空、差胀、轴向位移，汽缸金属温度是否变化；②润滑油压、油温、轴承温度是否正常。

（4）引起机组振动的原因较多，因此值班人员发现振动 增大时，要及时汇报，并对振动增大时的各种运行参数进行 记录，以便查明原因加以消除。

59.为加强对汽轮发电机组振动的监管，对运行人员有哪去要求？

为加强对汽轮发电机組振动的监管，对运行人员的要求如下：

（1）运行人员应学习和掌握有关机组振动的知识，明了起动、运行和事故处理中关于振动产生的原因，引起的后果及处理方法。运行人员还应熟悉汽轮发电机组轴系各个临界转速，并掌握在升速和降速过程中各临界转速下每个轴承的振动情况。

（2）测量每台汽轮发电机组的振动，最好要有一块专用的振动表。振动表应定期校验。每次测量振动时，应将表放在轴承的同一位置，以便于比较，在起动和运行中对振动要加强监督。

60.油膜振荡的象征特点有哪些？

典型的油膜振荡现象发生往汽轮发电机组起动升速过程书，转子的第一阶段临界转速越低，其支持轴承在工作转速 范围内发生油膜振荡的可能就愈大，油膜振荡的振幅比半速涡动要大得多，转子跳动非常剧烈，而且往往不是一个袖承和相邻轴承，而是整个机组的所有轴承都出现强烈振动，在 机组附近还可以听到”咚咚“的撞击声，油膜振荡一旦发生，转子始终保持着等于临界转速的涡动速度，而不再随转速的升髙而升高，这一现象称为油膜振荡的惯性效应。所以遇到油膜振荡发生时，不能像过临界转速那样，借提髙转速冲过去的办法来消除。

61.油膜振荡是怎样产生的？

油膜振荡是轴颈带动滑油速流动时，高速油流反过来激励轴颈，使其发生强烈振动的一种自激振动现象。

轴颈在轴承内旋转时，随着转速的升髙，在某一转速下，油膜力的变化产生一失稳分力，使轴颈不仅绕轴颈中心高速 旋转，而且轴颈中心本身迅将绕平衡点甩转或涡动。其涡动 频率为当时转速的一半。称为半速涡动。随着转速增加，涡动频率也不断增加，当转子的转速约等于或大于转子第一阶临界转速的两倍时，转子的涡动频率正好等于转子的第一阶 临界转速。由于此时半速涡动这一干扰力的频率正好等于轴颈的固有频率。便发生了和共振同样的现象，即轴颈的振幅急剧放大，此时即发生了油膜振荡。

62.为防止机组发生油膜振荡，可采取哪些措施？

为防止机组发生油膜振荡，可采取的措施如下：

（1）增加轴承的比压。可以增加轴承载荷，缩短轴瓦长度，以及调整轴瓦中心来实现。

（2）控制好润滑油温，降低润滑油的粘度。

（3）将轴瓦顶部间隙减小到等于或咯小干两侧间隙之和。（4）各顶轴油支管上加装逆止门。

63.什么是自激振动？自激振动有哪些特点？

自激振动又称为负阻尼振动，也就是说振动本身运动所 产生的阻尼非但不阻止运动，反而将进一歩加剧这种运动。这种振动与外界激励无关，完全是自己激励自己。故称为自激振动。

自激振动的主要特征是振动的频率与转子的转速不符，而与其临界转速基本一致。振动波形比较紊乱，并含有低频谐波。

64.试述摩擦自激振动的特点？

由动静部分摩擦所产生的振动有两种形式：一是摩擦涡动，另一是摩擦抖动。动静部分发生接触后，产生了接触摩擦力，使动静部分再次接触，增大了转子的涡动，形成了自激振动。

与其他自激振动相比，其生要的特点就是涡动的方向和转动方向相反。即振动的相位是沿着转动方向的反向移动的，振动的波形和频率与其它自激振动相同。

65.轴向位移增大的原因有哪些？

轴向位移增大的原因有：

（1）主蒸汽参数不合格，汽轮机通流部分过负荷。（2）静叶片严重结垢。（3）汽轮机进汽带水。（4）凝汽器真空降低。（5）推力轴承损坏.（6）汽轮机单缸进汽。

66.蒸汽带水为什么会使转子的轴向推力增加？

蒸汽对动叶片所作用的力，实际上可以分解成两个力，一 个是沿圆周方向的作用力Fu。一个是沿轴向的作用力Fi。Fu是真正推动转子转动的作用力，而轴向力Fi作用在动叶上只 产生轴向推力。这两个力的大小比例取决于蒸汽进人动叶片的进汽角ω1，ω1越小，则分解到圆周方向的力就越大，分解到轴向上的作用力就越少；ω1越大，则分解到圆周方向上的力就越小，分布到轴向上的作用力就:越大。而湿蒸汽进入动叶片的角度比过热蒸汽进人动叶片的角度大得多。所以说蒸汽带水会使转子的轴向推力增大。

67.轴向位移增大的象征有哪些？

轴向位移增大的象征如下：

（1）轴向位移表盘指示增大或信号装置报警。

（2）推力瓦块温度升髙。

（3）机组声音异常，振动增大。（4）差胀指示相应变化。

68.轴向位移增大应如何处理？

轴向位移增大应做如下处理：

（1）发现轴向位移增大，立即核对推力瓦块温度并参考差胀表。检查负荷、汽温、汽压、真益、振动等仪表的指示； 联系热工，检查轴向位移指示是否正确；确证轴向位移增大，联系电气运行人员减负荷，汇报班长、值长、维持轴向位移 不超过规定值。

（2）检査监视段压力、一级抽汽压力、高压缸排汽座力、不应高于规定值，超过时，联系电气运行人员降低负荷，汇报领导。（3）如轴向位移增大至规定值以上而采取措施无效，并 且机組有不正常的噪声和振动，应迅速破坏真空紧急停机。（4）若是发生水冲击引起轴向位移增大或推动轴承损坏，应立即破坏真空紧急停机。

（5）若是主蒸汽参数不合格引起轴向位移增大，应立即 要求锅炉调整，恢复正常参数。

（6）轴向位移迖停机极限值。轴向位移保护装置应动作，若不动作，应立即手动脱扣停机。

69.油压和油箱油位同时下降的一般原因有哪些？

压力油管（漏油进入油箱的除外）大量漏油。主要是压 力油管破裂，法兰处漏油，冷油器铜管破裂，油管道放油门误开等引起。

70.油压和油箱油位同时下降应如何处理？

油压和油箱油位同时下降应做如下处理：

（1）检查高压或低压油管是否破裂漏油，压力油管上的 放油门是否误开，如误开应立即关闭，冷油器铜管是否大量漏油。（2）冷油器铜管大量漏油，应立即将漏油冷油器隔绝并 通知检修人员捉漏检修。（3）压力油管破裂时，应互即将漏油（或喷油）与高温部件临时隔绝，严防发生火灾，并设法在运行中消除。

（4）通知检修加油，恢复油箱正常油位。（5）压力池管破裂大量喷油，危及设备安全或无法在运 行中消除时，汇报值长，进行故庳停机，有严重火灾危险时，应按油系统着火紧急停机的要求进行操作。

71.油压正常，油箱油位下降的原因有哪些？

油压正常，油箱油位下降的原因如下：

（1）油箝事故放油门、放水门或袖系统有关放油门、取 样门误开或泄漏、或净油器水抽工作失常，（2）压力油回油管道、管道接头、阀门漏油。

（3）轴承油档严重漏油。（4）冷油器管芯一般漏油。

72.油压正常，油箱油位下降应如何处理？

油压正常，油箱油位下降应做如下处理：（1）确定油箱油位指示正确。

（2）找出漏油点，消除漏油。（3）执行防火措施。

（4）联系检修加油，恢复油箱正常油位。

（5）如采取各种措施仍不能消除漏油，且油箱袖位下降较快，无法维持运行时，在油箱油位未降到最低停机值以前应汇报值长，起动交流油泵进行故降停机。油箱油位下降到 最低停机值以下，应破坏真空，紧急停机。

73.油压下降，油箱油位不变时应如何检查与处理？

油压下降，油箱油位不变时，应做如下检查与处理：

（1）检査主油泵工作是否正常，进口压力应不低于 0.08MPa，如主油泵工作失常，应汇报值长，必要时应紧急 停机。

（2）检査注油器工作是否正常，油箱或注油器进口是否 堵塞。

（3）检查油箱或机头内压力油管是否漏油，发现漏油应 汇报班长、值长，进行相应处理。

（4）检查备用袖泵逆止门是否漏油，如漏袖影响油压，应 关闭该油泵出油门，并解除其自起动开关，通知检修消除缺 陷。

（5）检查过压阀是否误动作，主油泵出口疏油门、油管 放油门是否误开，并恢复其正常状态。

（6）检查冷油器滤网压差，如超过0.06MPa，应切换备用冷油器，清洗滤网，无备用冷油器，需隔绝压差超限的滤 网清冼，润滑油压下降至0.05MPa应起动交流润滑油泵，下 降至0.04MPa应起动直流润滑油泵并打闸停机，否则应破坏真空紧急停机。调速油压降低可旋转刮片滤油器几圏，并注 意调节系统工作是否正常。润滑油压降低应注意轴承油流、油温等，发现异常情况应进行处理。

74.油箱油位升高的原因有哪些？

油箱油位升高的原因是油系统进水，使水进入油箱。油 系统进水可能是下列原因造成的：

（1）轴封汽压太高。

（2）轴封加热器真空低。〈

（3）停机后冷油器水压大于油压。

75.油箱油位升高应如何处理？

油箱油位升髙应做如下处理：

（1）发现油箱油位升高，应进行油箱底部放水。

（2）联系化学车间，化验油质。

（3）调小轴封汽量，提髙轴封加热器真空。

（4）停机后，停用润滑油泵前，应关闭冷油器进水门。

76.调速油系工作失常应如何处理？

调速油泵工作失常应做如下处理：

（1）汽轮机在起动过程中，转速在2500r/min以下时，调速袖泵发生故障，应立即起动润滑油泵停机。

（2）转速在2500r/min以上时，应立即起动润滑油泵，迅速提髙汽轮机转速至3000r/min。

（3）转速在2500r/.min以下，调速油泵发生故障，若起动交直流油泵也发生故降，应迅速破坏真空紧急停机。

77.油系统着火的原因有哪些？

油系统着火的原因如下：

（1）油系统漏袖，一旦漏油接触到高温热体，就要引起火灾。

（2）设备存在缺陷，安装、检修、维护又不够注意，造 成油管丝扣接头断裂或脱落’以及由于法兰紧力不够，法兰 质量不良或在运行中发生振动等，均会导致漏油。此时如果 附近有未保温或是保温不良的高温热体，便会引起油系统着火。

（3）由于外部原因将油管道击破，漏油喷到热体上，也会造成火灾。

78.油系统着火对润滑油系统运行有何规定？

油系统着火对润滑油系统运行葙如下规定：

（1）油系统着火紧急停机时，只允许使用润滑油泵进行停机，（2）如润滑油系统着火无法扑灭时，将交直流润滑油泵 自起动开关联锁解除后，可降低润滑油压运行，火势特别严重时，经值长同意后可停用润滑袖泵。

（3）油系统着火，火势严重需开启油箱事故放油门时，应 根据情况调节事故放油门，使转子停止前，润滑油不中断。

79.油系统着火应如何处理？

油系统着火应做如下处理：

（1）发现袖系统着火吋，要迅速采取措施灭火，通知消防队并报告领导。（2）在消防队未到之前，注意不使火势蔓延至回转部位及电缆处。（3）火势蔓延无法扑灭，威胁机组安全运行时，应破坏真空紧急停机。（4）根据情况（如主油箱着），开启事故放油门，在转子未静止之前，维持最低油位，通知电气排出发电机内氢气。

（5）油系统着火紧急停机时，禁止起动高压油泵。

80.油系统着火的顸防措施有哪些？ 油系统着火的预防措施如下：

（1）在油系统布置上，应尽可能将油管装在蒸汽管道以 下。油管法兰要有隔离罩。汽轮机前箱下部要装有防爆油箱。

（2）最好将袖系统的液压部件，如油动机、滑阀等远离髙温区，并尽量装在热力设备的管道或阀门下边，至少要装在这些管道阀门的侧面。（3）靠近热管道或阀门附近的袖管接头、尽可能釆取焊 接来代替法兰或丝扣接头。法兰的密封垫采用夹有金属的软垫或耐油石棉垫，切勿采用塑料石棉垫。（4）仪表管尽量减少交叉，并不准与运转层的铁板相接 触，防止运行中振动磨损。对浸泡在污垢中的油压力表管、要经常检査，清除污垢，发现腐蚀的管子应及早更换。

（5）某些进口机组将压力油管放在无压力的回油管内，以及将油泵、冷油器和它们之间的相应管道放在主油箱内。这种办法值得推广。（6）对油系统附近的主蒸汽管道或其他高温汽水管道，在保温层外应加装铁皮，并特别注意保温完整。

（7）应使主油箱的事故放油门远离油箱，至少应有两个通道可以到达事故放油门。事故油箱放在厂房以外的较低位置。

（8）如发现油系统漏油时，必须查明漏油部位，漏油原因，及时消除，必要时停机处理。渗到地面或轴瓦上的油要随时擦净。（9）髙压油管道安装后，最好进行耐压试验。（10）汽缸保温层进油时，要及时更换。

（11）当调节系统大幅度摆动时，或者机组油管发生振动时，应及时检查油系统管道是否漏油。

（12）在调节系统中装有防火滑阀的机组，应将其投入。

（13）氢冷发电机空气侧回油到主油箱应封闭，以防止油箱内氢气积聚爆炸。

81.汽轮机动静部分产生摩擦的原因有哪些？

汽轮机动静部分摩擦，一般发生在机组起、停和工况变 动时。摩擦的主要原因是：汽缸与转子不均匀加热或冷却；起 动与运行方式不合理；保温质量不良及法兰嫘栓加热装置使 用不当等。动静部分在轴向和径向摩擦的原因，往往很难绝对分开，但仍然有所区别。在轴向方面，沿通流方向各级的 汽缸与转子的温差并非一致，因而热膨胀也不同，在起动、停机和变工况运行时，转子与汽缸膨胀差超过极限数值，使轴向闻隙消失，便造成动静部分磨损。在径向方面发生摩擦，主要是汽缸热变形和转子热弯曲的结果。当汽缸变形程度使径 向间隙消失的时候，便使汽封与转子发生摩擦，同时又不可避免地使转子弯曲，从而产生恶性循环。径向磨损一舷是转子和汽缸的偏磨。

另外，机组振动或汽封套变形都会引起径向摩擦，比如，有的机组紧急停机后真空没降到零，过早停止轴封供汽，冷空气进人汽缸，使高压前汽封套变为立椭圓，以致在盘车过 程中发现有严重摩擦声。在转子挠曲或汽缸严重变彤的情况 下强行盘车也会使动静部分产生摩擦。

82.发现通流部分发生摩擦应如何处理？

转子与汽缸的相对胀差表指示超过极限值或上下缸温差超过允许值，机组发生异常振动，这时即可确认动静部分发生摩擦，应立即破坏真空紧急停机。停机后，如果胀差及汽缸各部温差达到正常值，方可重新起动。起动时要注意监视 差胀和温差的变化，注惫监听缸内声音和监视机組的振动。

如果停机过程中转子惰走时间明显缩短，甚至盘车装置起动不起来，或者盘车装置运行时有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严電，需要揭缸检修。

83.为防止通流部分摩擦，应釆取啷些措施？

为防止通流部分摩擦，应釆取如下措施：

（1）认真分析转子和汽缸的膨胀关系，选择合理的起动 方式。

（2）在起动、停机和变工况下，根据制造厂提供的胀差 允许值加强对胀差的监视。

（3）在正常运行„，由于某种原因造成锅炉熄火，应根 据蒸汽参数下降情况和差胀的变化，将机组负荷减到零。如 果空转时间超过15^1丨！1不能恢复，应停机。（4）根据制造厂提供的设计问腺和机组运行的实际需要，合理调整通流部分间隙。

（5）法兰加热总联箱进汽管的规袼要符合需要，以保证 充足的加热汽量。（6）严格控制上、下缸温差和转子的热弯曲，以防机组 振动过大等。（7）正确使用轴封供汽；肪止汽封套变形。

（8）调节级导流环必须安装牢固可靠，保证挂耳的焊接 质量。

84.推力瓦烧瓦的原因有哪些？

推力瓦烧瓦的原因主要是轴向推力太大，油量不足，油温过高使推力瓦的油膜破坏，导致烧瓦。下列几种情况均能 引起推力瓦烧瓦：（1）汽轮机发生水冲击或蒸汽温度下降时处理不当。（2）蒸汽品质不良，叶片结垢。

（3）机组突然甩负荷或中压缸汽门瞬间误关。

（4）油系统进入杂质，推力瓦油量不足，使推力瓦油膜破坏。

85.为什么推力轴承损坏，要破杯真空紧急停机？

推力轴承是固定汽轮机转子和汽缸的相对轴向位置，并 在运行中承受转子的油向推力，一般推力盘在推力轴承中的轴向间隙再加上推力瓦乌金厚度之和，小于汽轮机通流部分轴向动静之间的最小间隙。但有的机组中压缸负差胀限额未考虑乌金磨掉的后果，即乌金烧坏，汽轮机通流部分轴向动 静之间就可能发生摩擦碰撞而损坏设备，如不以最快速度停机，后果不堪设想，所以推力轴承损坏要破坏真空紧急停机。

86.推力瓦烧瓦的亊故象征有哪些？

主要表现在轴向位移增大，推力瓦温度及回油温度升高，推力瓦处的外部象征是推力瓦冒烟。为确证轴向位移指示值 的准确性，还应和胀差表对照，如果正向轴向位移指示增大 时，髙压缸胀差表指示减少，中、低压缸胀差表栺示增大。反之，高压缸胀差表指示增加，中，低压缸胀差指示减少。

87.轴承断油的原因有哪些？

轴承断油的原因有：

（1）运行中进行油系统切换时发生误操作，而对润滑油 压又未加强监视，使轴承断油，造成烧瓦。

（2）机组起动定速后，停调速油泵、未注意监视油压，由 于射油器进空气工作失常，使主油泵失压，润滑油压降低而又未联动，几个方面合在一起，使轴承断油，造成轴瓦烧瓦。

（3）油系统积存大量空气未及时排除，使轴瓦瞬间断油。

（4）汽轮发电机组在起动和停止过程中，髙、低压油泵同时故障。

（5）主油箱油位降到低极限以下，空气进人射油器，使 主油泵工作失常。（6）厂用电中断，直流油泵不能及时投入。

（7）安装或检修时，油系统存留棉纱等杂物，使油管堵。（8）轴瓦在检修中装反或运行中移位。

（9）机组强烈振动，会使轴瓦乌金研磨损坏。

88.个别轴承溫度升高和轴承温度普遍升高的原因有什么不同？

个别轴承温度升高的原因：

（1）负荷增加、轴承受力分配不均、个别轴承负荷重。

（2）进油不畅或回油不畅。

（3）轴承内进入杂物，乌金脱壳。（4）靠轴承侧的轴封汽过大或漏汽大。（5）轴承中有气体存在、油流不畅。（6）振动引起油膜玻坏、润滑不良。

轴承温度普遍升高：

（1）由于某些原因引起冷油器出油温度升髙。（2）油质恶化。

89.轴承烧瓦的亊故象征有哪些？

轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高，一且油膜破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟，应紧急停机。

90.为防止柚瓦烧瓦应耒取哪些技术措施？ 为防止轴瓦烧瓦应釆取如下技术措沲：

（1）主油箱油位应维持正常，当油位下降时，应及时联系补油，油位下降到停机值时，应立即紧急停机。

（2）定期试验油箱油位低报警装置，每小时记录主油箱 就地油位计一次，新投用的冷袖器每半小时检查一次，就地油位计和集控室油位计指示准确。

（3）发现油箝油位下陴，应检査油系统外部是否漏油，发 电机是否进油，对冷油器进行捉漏，发现异常时，应立即关 闭密封油冷油器进、出水门。

（4）运行中发现油压不正常或逐渐下降时，应立即关闭密封油冷油器进、出水门。

（5）油箱内的滤油网小修时应清理干净，运行中当主油箱就地油位计两侧油位差达50mm时，应联系检修清冼。（6）各轴承的回油窗有水珠时，应采取措施加以消除，严禁有水珠运行。主油箱每星期放水一次，定期进行油质化验，间油窗透明度应很高，若模糊不清，应联系检修。

（7）运行中调整润滑油过压阀应由班长监护。

（8）运行中切换冷油器运行，隔离投用润滑袖滤网，应由班氏监护，监护人不得操作，确认空气放尽方可投用。

（9）切换冷油器时，先开启备用冷油器油门和水门，后关原来冷油器的水门和油门。

（10）润滑油滤网隔离时，应确认旁路门全部打开，然后再缓慢关闭滤网进、出口油门。投用润滑油滤网时，空气放 尽后，确认进、出口门全部打开，再缓慢关闭旁路门。

（11）切换冷油器，投人或停用润滑油滤网时，应和司机保持密切联系，司机应加强对油压、油温、油流的监视。

（12）原有三台冷油器并列运行，当准备停用其屮一台冷油器时，应确认其它两台冷油器进、出口油门和进、出口水门在开启位置。（13）冷油器加温时，其冷却水回水门应开启运行，运行中冷油器出水门应开足，用进水门或进水旁路门调整，控制油温。

（14）高甩油泵、低压交、直流润滑油泵，直流密封油泵定期试开良好，联锁正常投人，每次幵机前试低油压自起动良好，低油压保护动作良好。（15）汽轮机起动前必须起动高压油泵，确定所有轴承回油正常，才能冲动转子。转速为3000r/min时，缓慢关闭髙压油泵出口门，确认主油泵上油正常，才能停用高压油泵，髙压油泵停用后出口门应及时打开备用。

（16）任何情况下停机前。应起动低压润滑油泵或高压油泵（火灾除外）。（17）汽轮机轴瓦回油温升超过正常限额（温升一般不超过10～15℃，应加强监视，查明原因，当任一轴承冒烟或回油温度升至75℃或突升至70℃时，应紧急停机。

（18）轴向位移保护应正常投入，当轴向位移迖最高极限值，推力瓦块温度急剧上升到最高极限值时，应紧急停 机。

（19）避免在机组振动不合格的情况下长期运行。

（20）运行中调节汽室座力不得超过规定值，否则应降低负荷运行。（21）当运行中发生了可能引起轴瓦损坏的异常情况（例如：水冲击或瞬间断油）而停机时，应查明轴瓦没有损坏后，才能重新起动。

91.转子弯曲事故的象征有哪些？

转子弯曲事故多数发生在机组起动时，也有少数在滑停过程和停机后发生的。其象征表现为：汽轮机发生异常振动，轴承箱晃动，胀差正值增加，轴端汽封冒火花或形成火环；停 机后转子惰走时间明显缩短，严重时产生“剎车”现象，转 子刚静止时，往往投不上盘车。当盘车投入后，盘车电流较 正常值大，且周期性变化。用电流表测量时最为直观，其表针摆动范围远远超过正常值，尽管转子逐渐冷却，但转子晃 动值仍然固定在某一较高值，即确认转子产生永久弯曲。

91.造成转子弯曲事故有哪些原因？

转子弯曲事故有如下原因：

（1）热态起动前，转子晃动度超过规定值。（2）上下缸温差大（甚至大大超过规定范围）。（3）迸汽温度低。

（4）汽缸进冷汽、冷水。

（5）机组振动超过规定时没有采取立即打闸停机这一果断措施。

93.机组起动过程中防止转子弯曲的措施有哪些？ 机组起动过程中防止转子弯曲的措施如下：

（1）大型机组系统复杂、庞大。起动前各级人员应严格 按照规程和操作卡做好检査工作，特别是对以下阀门应重点检查，使其处于正确的位置：①高压旁路减温水隔离门，调整门应关闭严密；②所有的汽轮机蒸汽管道，本体疏水门应全部开启；③通向锅炉的减温水门，给水泵的中间抽头门应关闭严密，等锅炉需要后再开启；④各水封袋注完水后应关闭注水门，防止水从轴封加热器倒至汽封。（2）起动机组前一定要连续盘车2h以上，不得间断，并测量转子弯曲值不大于原始值0.02mm。

（3）冲转过程中应严格监视机组各轴承振动，转速在1300r/min以下，轴承三个方向振动均不得趄过0.03mm，越临界转速时轴承三个方向振动均不得超过0.1mm。否则立即打闸停机，停机后测量大轴弯曲，并连续盘车4h以上，正常 后才能重新开机。若有中断，必须再加上10倍于中断盘车时间。

（4）转速达3000r/min后应关小电动主汽门后疏水门，防止疏水量太大影响本体疏水畅通。

（5）冲转前应对主蒸汽管道、再热蒸汽管道、各联箱充分暖管暖箱。

（6）投蒸汽加热装置后要精心调整，不允许汽缸法兰上下、左右温差交叉变化，各项温差规定应在允许范围内。

（7）当锅炉燃烧不稳定时，应严格监视主、再热蒸汽温度的变化，10min内主、再热蒸汽温度上升或下降50℃，应打闸停机。

（8）开机过程中应加强各水箱、加热器水位的监视，防止水或冷汽倒至汽缸。（9）低负荷时应调整好凝结水泵的出口压力不得超过规定值，防止低压加热器钢管破裂。（10）投髙压加热器前一定要做好各项保护试验，使高压如热器保护正常投人运行，否则不得投人髙压加热器。

（11）热态起动不得使用减温水，若中、低压缸差胀大，热态起动冲转前低压汽封司不送或少送汽。

94.热态起动时，防止转于弯曲应特别注意些什么？

热态起动除做好开机前有关防止转子弯曲措施之外，还应做好以下工作：

（1）热态起动前，负责起动的班组应了解上次停机的情况，布无异常，应注意哪些问题，并对每个操作人员并明，做 到每人心中有数。

（2）一定要先送轴封汽后抽真空，轴封汽用备用汽源供汽不得投入减温水，送轴封汽前关闭汽封叫、五

（六）段抽 汽门。（3）各管道、联箱更应充分的暖管、暖筘。（4）严格要苯冲转参数和旁路的开度（旁路要等凝汽器有一定的真空才能开启），主蒸汽温度一定要比高压内上缸温 度高50℃以上，并有80～100℃的过热度。冲转和带负荷过 程中也应加强主、再热蒸汽温度的监视，汽温不得反复升降。

（5）加强振动的监视。热态起动过程中，由于各部温差的原因，容易发生振动，这时更应严格监视，不得马虎，振 动超过规定应立即打闸停机，测量转子晃动不大于原始值0.02mm。

（6）幵机过程中，应加强各部分疏水。

（7）应尽量避开极热态起动（缸温400℃以上〉。

（8）热态起动前应对调节系统赶空气，因为调节系统内存有空气，有可能造成冲转过程中调节汽门大幅度移动，引 起锅炉参数不稳定，造成蒸汽带水。（9）极热态起动时最好不要做超速试验。

（10）热态起动时，只要操作跟得上，就应尽快带负荷至汽缸温度相对应的负荷水平。

95.停机过程中及停机后，防止转子发生弯西的措施有哪些？

停机后的隔离工作是一项非常重要的工作，因力此时的 汽缸湿度较高，绝对不允许冷汽或水进人汽缸，所以除做好 一般常规工作以外，应重点做好以下几点工作：

（1）关闭凝汽器补水截门。

（2）关闭给水泵的中间柚头门及商压旁路减温水水。

（3）关闭电动主汽门前，高压旁路门前疏水一、二次门，开启防腐门。

（4）关闭至除氧器的抽汽电动门、疏水门、轴封供汽母管前疏水门、四段抽汽（三段抽汽）母管至轴封汽进汽门、汽平衡至轴封供汽门、四段抽汽（三段抽汽）至四段抽汽（三 段抽汽）母管电动门、手动门、四段抽汽（三段抽汽）至四段抽汽（三段抽汽）母管旁路门，隔离门。

（5）关闭门杆漏汽至除氧器的隔离门。

（6）关闭新蒸汽至髙温汽封进汽总门及三个分门。关闭 轴封供汽各分门。（7）关闭汽缸、法兰加热联箱进汽总门及调整门。

（8）开启汽缸本体疏水门及再热蒸汽冷、热段，高压旁路后、低压旁路前的各疏水门、充分疏水。

（9）停机以后，司机应仍然经常检査汽轮机的隔离措施是否完备，检査汽缸温度是否突降。

96.锅炉水压试验时，为防止转子弯曲必须关闭和开冶哪些阀门？

做水压试验时要关闭及打开以下各阀门：（1）开启给水泵的屮间抽头门。

（2）通知锅炉手紧再热器减温水门。（3）关闭电动主汽门及旁路门。

（4）关严电动主汽门前疏水门，萵压旁路门前疏水门。（5）关严新蒸汽到汽缸、法兰、汽封的进汽一、二次门。

（6）关闭高压旁路门、减温水门。（7）关闭主蒸汽至汽封管道疏水门。（8）打开防腐门。

97.锅炉校安全门时，锅炉、汽轮杌方面应做好哪些工作？

锅炉校安全门时，除广做水^五试验时应关闭和幵启阀门 都要做好以外，还要通知锅炉运行人员关闭再热器疏水门或 过热器疏水门。随着锅炉水压或汽压的升高经常检查汽轮机本体及各条通锅炉的管道，确记隔离措施是否完善。

98.汽轮机超速的事故原因有哪些？ 汽轮机超速事故原因有：

（1）汽轮机油的油质不良，使调节系统和保安系统拒绝动作，失去了保护作用。（2）未按规定的时间和条件，进行危急保安器忒验，以至危急保安器动作转速发生变化也不知道。而一旦发电机跳闸，转速可能升高到危急保安器动作转速以上。（3）因蒸汽品质不良，自动主汽门和调节汽门门杆结垢，即使危急保安器动作，也可能因汽门卡住关不下来，而引起超速。

（4）抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门失灵，甩负荷后发 电机与电网解列，高压加热器疏水汽化或邻机抽汽进人汽轮机，同样会引起超速。

99.汽轮机超速事故的象狃有哪些？

汽轮机超速事故象征如下：

（1）汽轮机超速事故的机组负荷突然旭到零，机组发出不正常的声音。

（2）转速表或频率表指示值超过红线数字并继续上升。主油压迅速增加，采用离心式主油泵的机组，油压 上升得更明昆。（3）机组振动增大。

100.机组超速保护装置动作或打闸停机后，转速仍上升应如何处理？

汽轮叽超速保护装置动作或打闸停机后转速仍上升，应 迅速关闭电动主汽门，迅速关闭抽汽至除氧器、热两、燃油加热的供汽门。关闭各加热器的逬汽门，同时完成停机的其它操作。

101.防止汽轮机严重超速事故的措施有哪些？

防止汽轮机严重超速事故的措施有：

（1）坚恃机组按规定做汽轮机超速试验及喷油试验。

（2）机组充油装置正常，动作灵活无误，每次停机前，在 低负荷或解列后，用充油试验方法活动危急保安器。

（3）机组大修后，或危急保安器解体检修后以及停机一 个月后，应用提升转速的方法做超速试验。（4）机组冷态起动谣做危急保安器超速试验时，应先并网，低负荷（20～30MW）暖机2~3h，以提高转子温度。

（5）做危急保安器超速试验时，力求升速平稳，特別足 对下大型机组，超速滑阀操作时不易控制，往往造成调节汽门突开，且开度变化大，转速飞升幅度较大或轴向准力突增，—般用同步器升速，若同步器升不到动作转速，也必须先用 同步器升至3150r/min后，再用超速滑阀提升转速。

（6）超速限制滑阀试验周期应与超速试验周期相同，以鉴定该保护装置动作正确，确保机组甩负荷后，髙、中压油动机瞬间关闭，使机组维持空转运行。（7）热工的超速保护信号每次小修、大修后均要试验一 次，可静态试验也可动态试验，确保热工超速保护信号的动作定值正确。

（8）高、中压自动主汽门、调节汽门的动作是否正常，对防止机组严重超速密切相关，发现卡涩立即向领导汇报，及 时消除并按规定做括动试验。（9）每次停机或做危急保安器试验时，应派专人观察抽汽逆止门关闭动作情况，发现异常应检修处理后方可起动。

（10）每次开机或甩负荷后，应观察自动主汽门和调节汽 门严密程度，发现不严密，应汇报领导，消除缺陷后开机。

（11）蒸汽品质及汽轮机油质应定期化验，井出检验报告，品质不合格应采取相应措施。

（12）合理调整每台机组的轴封供汽压力，防止油中进水，设备有缺陷造成油中进水，应尽快消除。

（13）做超速试验时，调节汽门应平稳逐步开大，转速相应逐步升高至危急保安器动作转速，若调节汽门突然开至最大，应立即打闸停机，防止严重超速事故。（14）做超速试验时应选择适当参数，压力、温度应控制在规定范围，投入旁路系统，侍参数稳定后，方可做超速试验。

102.调节系统卡涩需伴机处理应如何操作？

调节系统卡涩铕停机处理，应做如下操作：

（1）联系锅炉降湿、降压，有关操作按滑参数停机要求进行。

（2）当汽压降低，负荷降至零时，手打危急保安器，关严电动主汽门后，通知电气拉开油幵关，注意汽轮机转速变化情况。（3）完成其他停机操作。

103.汽轮机单缸进汽有什么危害？应如何处理？

多缸汽轮机单缸进汽时，会引起轴向推力增大，导致推力轴承烧瓦，产生动静磨损应紧急停机。

104.机组并网时调节系统晃动怎样处理？

机组并网时调节系统晃动应做如下处理：

（1）适当降低凝汽器的真空（此法有一定的危险性，用时应慎重）。（2）起动调速油泵，稳定油压。

（3）降低主蒸汽压力。

（4）起动过程中，当转速达2850r/min时应稍作停留，再用同步器缓慢升至3000r/min。

（5）调节系统大幅度晃动时，应打闸停机后再重新起动 升速至3000r/min。

105.轴封供汽带水有哪些原因？

轴封供汽带水有如下原因：

（1）汽轮机起动前管道疏水未疏尽。（2）除氧器内发生汽水共腾。（3）除氧器满水。

（4）均压箱减温水门误幵。（5）水封袋注水总门未关。

（6）汽封加热器，轴封抽汽器泄漏。

106.轴封供汽带水对机组有何危害？应如何处理？

轴封供汽带水在机组运行中有可能使轴端汽封损坏，重者将使机组发生水冲击，危害机组安全运行。

处理轴封供汽带水事故时，根据不同的原因，采取相应 措施。如发现机组声音变沉，机组振动增大，轴向位移增大，差胀减小或出现负差胀，应立即破坏真空，打闸停机。打开轴封供汽系统及本体疏水门，疏水疏尽后，待各参数符合起动要求后，方可重新起动。

107.运行中叶片或围带脱落的一般象征有哪些？

运行中叶片或围带脱落的象征如下：

（1）单个叶片或围带飞脱时，可能发生碰击声或尖锐的声响，并伴随着机组振动突然加大，有时会很快消失。

（2）当调节级复环铆钉头被导环磨平，复环飞脱时，如果堵在下一级导叶上，则将引起调节汽室压力升髙。

（3）当低压缸末级叶片或围带飞脱时，可能打坏凝汽器铜管，致使凝结水硬度突增，凝汽器水位也急剧升高。

（4）由于末几级叶片不对称地断落，使转子不平衡，因而引起振动明显增大。

108.叶片或围带脱落应如何处理？

叶片或围裨脱落应做如下处理：

（1）汽轮机运行中发生叶片损坏或脱落，各种象征不一定同时出现，发现有可疑象征时，应逐级汇报，研究处理，当 象征明显时，应报告值长，破坏真空，紧急停机。

（2）因汽轮机末级叶片折断，打坏凝汽器铜管，凝结水硬度，电导率均急剧升高，此时应降低汽轮机负荷，对凝汽器逐台进行捉漏，并监视凝汽器真空。当真空下降时，应开启备用射水抽气器。

（3）水质恶化到不能维持运行时，应拫告值长，故障停机。

109.为防止叶片损坏，运行中应釆取哪些措施？

为防止叶片损坏，运行中应采取如下措施：

（1）电网应保持正常频率运行，避免频率偏高或偏低，以 防引起某几级叶片陷入共振区。

（2）蒸汽参数和各段抽汽压力、真空等超过制造厂规定的极限值，应限制机组出力。

（3）在机组大修中，应对通流部分损伤情况进行全面细 致地检查，这是防止运行中掉叶片的主要环节之一。为此，要由专人负责，做好叶片围带和拉金等部件的损伤记录，并做好叶片调频工作。

110.频率升高或降低，对汽轮机及电动机有什么影响？

高频率或低频率对汽轮机运行都是不利的，由于汽轮机 叶片频率一般都调整在正常频率运行时处于合格范围，如果 频率过高或过低，都有可能使某几级叶片陷入或接近共振区，造成应力显著增加而导致叶片疲劳断裂，还使汽轮机各级速度比离开最佳速度比，使汽轮机效率降低，低频率运行还易造成机组、推力轴承、叶片过负荷，同时主油泵出口油压相 应下降，严重时会使主汽门因油乐降低而自行关闭。对电动机的影响有：

髙频率：管道系统特性不变时，辅机出力增大，若原负 荷就很大，可能引起电动机过负荷。

低频率：需维挣原流量的辅机〈如凝结水泵、凝结水升 压泵〉，电动机电流会升高，若低频率的同时电压也低，电动机过负荷的可能性更大，且电动机容易发热。

111.频束变化时，应注意哪些问题？

频率变化时，应注意如下问题：

（1）当频率变化时，应加强对机组运行状况特别是机组振动、声音、轴向位移、推力瓦块温度的监视。

（2）当频率下降时，应注意一次油压及调速油压下降的情况，必要时起动高压油泵，注意机组不过负荷。

（3）当频率变化时，应加强监视辅机的运行情況。如因频率下降引起出力不足，电动机发热等情況，视霈要可起动备用辅机。

（4）当频率下降时，应加强检查发电机静子和转子的冷却水茧力、温度以及进、出风温度等运行情况，偏离正常值时应进行调节。

（5）频率上升时，应注意汽轮机转速上升情况，检査液压加速器是否动作，调节汽门是否关闭，并及时处理。

112.发电机静子冷却水箱、转子冷却水箱水位下降应如付处理？

发电机静子冷却水箱、转子冷却水箱水位下降应做如下 处理：

（1）立即开大转子冷却水箱补水调整门的旁路门或静子冷却水箱补水门，维持水箱水位正常，如果水源中断，应立即切换凝结水升压泵出口来的水源或联系化学值班员迅速恢复。

（2）如因水冷却器或管道泄漏引起，应迅速隔绝故障点，并设法处理，如因放水门误开引起水位下降，应将其关闭，如 补水调整门失灵，应用旁路门维持水位，并通知检修处理，联系化学人员检查阴离子预交换器是否误开。

113.发电机静于冷却水，转子冷却水系统压力低应如何处理？

发电机静子冷却水转子冷却水系统压力低，应做如下处理：

（1）检查静子冷却水泵、转子冷却水泵运行是否正常’必 要时可切换或增幵备用泵运行，维持压力正常。

（2）检查静子冷却水泵至餑于冷却水箱再循环门及联系化学检査阴离子交换器排放门，若误开，应立即关闭，若备 用泵逆止门泄漏，则应关闭备用泵出水门。（3）检查冷却水滤水器压差，若超过规定时，应切换冷却器运行，将压差超限的滤水器停下并清扫停用的水冷器滤 网。

（4）如压力下降系冷却器或管道泄漏引起，应密切生意冷却水箱水位，隔绝故障点，并设法处理。

（5）在进行上述各项处理的同时调节电机进水门，维持发电机内冷水压力、流量正常。

114.发电机令却水出水温高于正常值应如何处理？

发现发电机冷却水出水温度高于正常值时应立即检查发电机进水温度、压力、流量。

（1）如进水温度高，应检查冷却器冷却水系统是否正常。可增加冷却器的冷却水流量，必要时可清扫冷却器的水室，如 冷却器的冷却水侧失水可增开循环水泵，排尽空气。

（2）如进水压力低可根据转子冷却水系统，静子冷却水系统压力低的处理方法处理。

（3）如进水温度、压力都正常，可在不超过最大允许工作压力的条件下，提高发电机的进水压力，增加冷却水流量，以降低发电机的出水温逯。

（4）如发电机出水温度高于额定值，无法降低时，联系 电气值班员降低发电机的电流。

115.发电机静子绕组个别点温度升高应如何处理？

发电机静子绕组个别点温度比正常运行最高点髙5℃，应加强监视，并适当增加冷却水流量或降低负荷，若仍不能 使温度下降或继续有上升趋势以致达到限额时，根据电气规程规定处理，必要时停机处理。

116.发电机冷却水压力正常，流量突然减少应如何处理？

发电机冷却水压力正常，流量突然减少应立即查明原因，如由于空气进人发电机转子，使转子流量减少，进水压力升 髙，则应将发电机解列后，降低转速放出空气，但应严密监 视机组振动，出现异常振动，应按异常振动处理办法处理。如 流量减少，是由于发电机静子绕组的水路有局部堵塞，则可根据静子绕组温度进行分析，此时可提高进水压力，并降低 机组负荷。如仍不能解决，则应减负荷停机处理。

117.发电机冷却水中断的原因有哪些？

发电机冷却水中断原因有：

（1）冷却水泵运行中跳闸，备用亲未自动起动。

（2）冷却水箱水位太低，引起发电机断水。（3）发电机冷却水系统切换操作错误。

（4）发电机冷却水系统操作时空气没有放尽。

118.发电杌冷却水中断应如何处理？

发电机断水时间不得超过30s，发现断水必须尽快恢复供水，如断水超过30s，保护未动作，应进行故障停机。投断水保护的发电机在断水跳闸后，应迅速査明原因，采取对策，恢复冷却水系统正常运行。无其它异常情況时尽快 恢复并列运行。

119.发电机冷却水电导率突然增大应如何处理？

当发现发电机冷却水电导率突然增大，应立即检查补充水质量是否良好，如补充水的水质不良，应切换至水质良好的水源供水。

120.发电机漏水应如何处理？

发电机漏水应做如下处理：

（1）发电机在运行中发现机壳内有水时，应立即査明积水原因。如果是轻微结垢所引起的，则应提髙发电机的进水和进风温度、使其高于机壳内空气的露点，但进水、进风温度不能超限。（2）发电机湿度仪指示突然上升而环境湿度未变化，或 发电机风温基本不变时，汽轮机侧与励磁机侧湿度发生明显差异（大于20%）、或出现空气冷却器结露现象，应立即汇报值长，并由值长组织如下检査、处理：①戴好防护器具，对发电机端部，冷、热风道、空气冷却器等做全面检查，如发 现发电机端部和热风道有明显滴水，则应立即故障停机；② 若非环境湿度高引起湿度仪报警，空气冷却器结露，为争取处理时间，防止影响静子绝缘，应将空气冷却器小室两侧大门打开，以降低机内湿度，并在其两旁做好安全措施。③如经检査发电机无滴水，而仅是个别空气冷却器“结露”滴水，则应将其隔绝，继续观察湿度楚否下降。（3）如果外界湿度不高，而空气冷却器突然数台“结 露”或先后出现“结露”现象（如隔绝一台滴水空气冷却器，则冷却水流量较大的一台又出现“结露”)，应对“结露”空气冷却器逐台隔绝检漏：慢慢关闭出水分门（注意空气冷却 器不喷水，否则还应关闭进水分门）数分钟后空气冷却器仍滴水或结露，或关出水分门时喷水，说明是空气冷却器漏水，应隔绝漏水的空气冷却器，若漏水的空气冷却器全部隔绝后，湿度仍无明显好转，通过上述检查仍一时分不清何处漏水，则应申请停机。

（4）在减负荷停机过程中，应加强对发电机车面层的检查，一旦发现情况，如发现发电机内滴水或定子瑞部绕组内出现电晕，湿度继续上升至80%以上等情况，应立即故障停机。为保障人身安全，停机前对空气冷却器小室不做现场检査。（5）在外界环境湿度无变化时，如发电机湿度大幅度上升的同吋检漏仪报聱，应由电气确定检査报警的确是水滴引起，空气冷却器无明显泄漏现象，应作发电机漏水处理，申请停机检査。

（6）在湿度仪或检漏仪报警的同时，发电机静子或转子接地报警，在判明非报警装置误动作后，作故障停机处理。

（7）如湿度上升确因气候条件变化（如空气冷却器进水管同时结露）引起，则应适当提高空气冷却器风温，降低湿度，防止空气冷却器结露。

（8）在运行中电气值班人员如发现发电机转子绝缘逐步 下降而又查不出原因，则可能是由于复合管渗漏所致，应引起密切注意。此时如转子绝缘电阻值小于2kΩ，转子一点接地报经，则应申请停机处理。如此时机组出现欠磁或失磁现 象，立即故障停机，汽轮机值班员应配合进行故陣停机操作。

121.双水内冷友电机冷却水断水为何不能超过20s（12.5MW机组为30s）？

因为双水内冷发电机的冷却水直接通人静子、转子线棒内进行冷却，空气只冷却部分铁芯的发热量，一旦断水，发电机因线棒温度迅速升髙，易引起烧坏绝缘线棒等事故。尤 其是转子通风孔全被线棒填满，全靠发电机冷却水冷却。所以规定发电机冷却水断水不得超过20s（12.5MW机组为30s）。

122.汽水管道故障处理过程中的隔绝原则有哪些？

汽水管道故障处理过程中隔绝原则有：

（1）尽可能不使工作人员和设备遭受损害。（2）尽可能不停用其它运行设备。

（3）先关闭来汽、来水阀门，后关闭出汽、出水阀门。

（4）先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围，关闲离隔绝点远的阀门。待可以接近隔绝点时应迅速缩小隔绝范围。

（5）如管道破裂，漏出的汽水有可能导致保护装置误动作时，取得值长同意后，将有关热保护装置暂时停用。

123.高压高温汽水管道或阀门泄漏应如处理？

高压髙温汽水管道或阀门泄漏，应做如下处理：（1）应注意人身安全，查明泄漏部位时，应特别小心谨 慎，应使用合适的工具，如长柄鸡毛帚等，运行人员不得敲开保温层。

（2）高温高压汽水管道、阀门大量漏汽，响声特别大，运 行人员应根据声音大小和附近温度高低，保持一定的安全距离。（3）做好防止他人误人危险区的安全措施。

（4）按隔绝原则及早进行故障点的隔绝，无法隔绝时，请 示上级要求停机。

124.汽水管道破裂、水击、振动应如何处理？

汽水管道破裂、水击、振动应做如下处理：

（1）蒸汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行时，应汇报值长进行故障停机，同时还应做到：①尽快隔绝故障点，并开启汽轮机房内的窗户放出蒸汽，庄意切勿乱跑，防止被汽流吹伤、烫伤；②采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时安全措施；③幵启隔绝范围内的疏水门、放空气门、泄压放水。

（2）蒸汽或抽汽管道水冲杰-时，应开启有关疏水门，必 要时停用该蒸汽或抽汽管道及设备并检查原因，如已发展到 汽轮机水冲击，则应按照水冲击的规定处理。

（3）管道振动大时，应检査该管逭疏水是否正常，支吊 架是否完整良好，该管道通流量是否稳定。如管道振动威胁 与其相连接的设备安全运行时应汇报值长，适当减负荷以减 小诙管道通流量，必要时隔绝振动大的管道。

（4）给水管道破裂时，应迅速隔绝故障点，如故障点无法隔绝，且机组无法维持运行时，应进行故障停机。

（5）凝结水管道破裂时，应设法制止、减小凝结水的泄漏，或隔绝故障点，维持机组运行，如隔绝点无法隔绝，且机组无法维持运行时，应停机处理。

（6）循环水母管破裂时，设法制止或减小循环水的泄漏，关闭循环水母管连通门，尽量避免调度循环水泵，防止因压 力波动引起破裂处扩大。根据情况，汇报值长，决定是否申请停机，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、真空，油温、风温的变化。当凝汽器循环水门后管道破裂，汇报值长，视情况减负荷或紧急减负荷，将破裂侧凝汽器隔绝运行，并增大正常侧凝汽器循环水门开度，根据真空情况，调整负荷。

（7）主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破，应紧急停机。

125.发电机、励磁机着火及氢气爆炸的象征有哪些？

发电机、励磁机着火及氢气爆炸的象征有：（1）发电机周围发现明火。

（2）发电机静子铁芯、绕组温度急剧上升。（3）发电机巨响，有油烟喷出。

（4）发电机进、出风温突增，氢压增大。

126.发电机、励磁机着火及氢气爆炸的原因有哪些？

发电机、励磁机着火及氢气爆炸的原因有：

（1）发电机氢冷系统漏氢气并遇有明火。（2）机械部分碰撞及摩擦产生火花。

（3）氢气浓度低于标准。

（4）达到氢气自燃溫度。

127.发电机、励磁机着火及氮气爆炸应如何处理？

发电机、励磁机着火及氢气爆炸应做如下处理：

（1）发电机、励磁机内部着火及氢气爆炸时，司机应立 即破坏真空紧急停机。（2）关闭补氢气阀门，停止补氢气。（3）通知电气排氢气，置换002。

（4）及时调整密封油压至规定值。

128.发电机或励磁机冒烟着火，为什么要规定维持盘车运行？

发电机或励磁机着火，实际是发电机或励磁机的线棒绝 缘材料达到着火点后发生燃烧，因其绝缘材料均是一些发热 量很高的化合物质，燃烧时放出的热量很大，温度很髙，当发电机、励磁机冒烟着火时，将使转子受热不均匀。如此时转子在静止状态，必将发生发电机转子弯曲的恶性事故。此外，发电机转子的热量传给支承轴承，会导致轴瓦乌金溶化，咬煞而损坏。为避免发电机转子弯曲和损坏轴瓦，故要将转子维持在转动状态。

129.发电机氢压降低的象征有哪些？

发电机氢压降低的象征有：

（1）氢压下降，并发出氢压低信号。

（2）发电机铁芯，绕组温度升高。

（3）发电机出风温度升高。

130.发电机氩压降低的原因有哪些？

发电机氢压降低的原因有：（1）系统阀门误操作。

（2）氢系统阀门不严，引起氢气泄漏。（3）补氢气阀门门芯脱落。

（4）密封油压调整不当或差压阀、平衡阀跟踪失灵。

131.发电机氢压降低应如何处理？

发电机氢压降低应做如下处理：

（1）确定氢压降低，应立即补氢，维持正常氢压。

（2）如因泄漏，经补氢也不能维持额定压力时，应报告 值长降负荷，同时设法消除漏氢缺陷。

（3）如因供氢中断不能维持氢压时，可向发电机内补充 少量氮气，保持低压运行，等待供氢恢复，发电机内氢压绝 不能低到“0”。

（4）如系统阀门误操作，应恢复正常位置，然后视氢压 情况及时补氢。（5）及时调整密封油压至正常值。

132.发电机氢压升高的原因有哪些？ 发电机氢压升高的原因有：（1）自动补氢装置失灵。

（2）自动补氢旁路门不严或误开。（3）氢气冷却器冷却水量减少或中断。

133.发电机氢压升高应如何处理？

发电机氢压升高应做如下处理：

（1）确认氢压高，应联系电气打开排氢气门，使氢压恢复正常。（2）如自动补氢装置失灵，砬关闭隔离阀，用旁路门调 节氢压，同时消除缺陷，若补氢旁路门误开，应立即关闭。

（3）若氢冷却器冷却水中断应及时设法恢复。

134.发电机密封油压低的象征有哪些？

发电机密封油甩低的象征有：（1）密封油压降低，发出报躲信号。

（2）若油压低于氢压太多时，造成氢压下降。

135.发电机密封油压低的原因有哪些？

发电机密封油压低的原因有：

（1）密封油箱油位低，或系统阀门误操作。（2）密封油泵跳闸或未开。

（3）备用密封油泵逆止门不严，或再循环门幵度过大。（4）滤网脏。

（5）密封瓦油档间隙太大。

136.密封油压降低应如何处理？

密封油压降低应做如下处理：

（1）密封油压降低，应迅速査明原因，调整并恢复正常值，如油压不能恢复正常值，应降低氢压、降低负荷运行。如油压降低到极限值，应立即报告值长停机。（2）若油系统故障，应立即汇报班长，并通知检修人员 及时处理，维持油压。

137.—投水泵及油泵的紧急停泵条件有哪些？

一般水泵及油泵的紧急停泵条件有：

（1）水泵继续运行明显危及设备，人身安全时。

（2）水泵或电动机发生强烈振动或清楚地听到金属碰击 声或摩擦声。（3）任何轴承、轴封冒烟或油温急剧升高趄过规定值。（4）水在泵内汽化，采取措施无效时。（5）水泵外壳破裂。

（6）电动机开关冒烟或起火。（7）电动机故障。

138.调速给氷泵紧急停泵的条件有哪些？

调速给水泵紧急停泵的条件有：（1）电机或水泵突然发生强烈振动或金属碰击声与摩擦声，转子轴向窜动剧烈。（2）任何一道轴承冒烟，轴承温度急剧升高，超过规定值。（3）水泵外壳破裂。

（4）水泵内汽化，泵内有噪声。

（5）电流增加，转速下降，并有不正常的声音及发热。

（6）给水泵油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁运行时。

（7）偶合器内冒烟着火或发生强烈振动和有金属撞击声或工作油回油温度超过105℃。

（8）润滑油压下降至0.05MPa以下，各轴承油流减少，油温升髙，虽起动辅助油泵也无效时。（9）轴封冷却水压差<0.05MPa，且调节汽门后压力降 至1.22MPa，轴封冒烟时。（10）轴向位移超过2.5mm。

（11）电动机或开关冒烟时。

139.调速給水泵故障诤泵时，切换操作应注意哪些问题？

调速给水泵故障停泵时，切换操作应注意如下问题：

（1）起动备用给水泵，解除故障泵的油泵联锁，开启故 障给水泵的辅助油泵，油压正常，停用故障泵。

（2）检査投人运行给水泵的运行情况。

（3）检査故障泵有无倒转现象，记录惰走时间。

（4）完成停泵的其他操作，根据故障情况，进行必要的安全隔离措施，立即报告班长。

140.调速給水泵自动跳闹的象征有哪些？ 调速给水泵自动跳闸象征有：

（1）电流表指示到零，报警铃响。

（2）备用泵自启动。

（3）闪光报警，发讯跳闸泵绿灯闪光。

（4）给水流量、压力瞬间下降。

141.调速给水泵自动跳闸应如何处理？

调速给水泵自动跳闸应做如下处理：

（1）立即起动跳闸泵的辅助油泵，复置备用给水泵及眺 闸泵的开关。调整密封水水压，解除跳闸泵联锁，将运行泵 联锁打在工作位置，检查运行给水泵电流、出口压力、流量正常，注意跳闹泵不得倒转。

（2）如备用泵不能自起动时，应立即手动开启备用泵。

（3）若无备用泵，跳附泵无明显故障，保护未翻牌，就地宏观无问题，可试开一次，无效后，报告班长，把负荷降至一台泵运行对应的负荷。

（4）迅速检查跳闸泵有无明显蓖大故障，根据不同原因，通知有关人员处理。（5）作好详细记录。保护误动或人为的误操怍跳闸，也应在处理完毕后，立即报告班长，作好记录。

142.给水母管压力降低应如何处理？

给水母管压力降低应做如下处理：

（1）检查给水泵运行是否正常，并核对转速和电流及勺管位置，检査电动出口门和再循环门开度。

（2）检查给水管道系统有无破裂和大量漏水。

（3）联系锅炉调节给水流量，若勺管位置开至最大，给 水压力仍下降，影响锅炉给水流量时，应迅速起动备用泵，并及时联系有关检修班组处理。（4）影响锅炉正常运行时，应汇报有关人员降负荷运行。

143.调速给水泵汽蚀的象征有哪些？

调速给水泵汽蚀的象征如下：

（1）如磁性滤网堵塞造成给水泵人口汽化时，滤网前后压差增大。（2）给水流量小且变化。

（3）给水泵电流、出水压力急剧下降并变化。（4）泵内有不正常噪声。

144.调速给水泵汽蚀应如何处理？

调速给水泵汽蚀应做如下处理：

（1）给水泵轻微汽蚀，应立即查找原因，迅速消除。

（2）汽蚀严重，应立即起动备用泵，停用产生汽蚀的给 水泵。（3）开启绐水泵再循环门。

145.给水泵平衡盘磨损的象征有哪些？

给水泵平衡盘磨损的象征有：（1）电流增大并变化。

（2）平衡盘扭力比进门压力大到以上和轴向位 移增大，（3）严重时，泵内发出金属瘅撩声，密封装置处冒烟或冒火。

146.给氷泵平衡盘磨损应如何处理? 给水泵平衡盘磨损应做如下处理：

（1）立即起动备用给水泵，停运故障泵。

（2）如无备用泵，应联系电气降负荷，报告班长、值长。

147.给水泵轴承油压下降应如何处理？

给水泵轴承油压下降应做如下处理：

（1）给水泵轴承油压下降到0.09MPa，应立即起动辅助油泵。（2）检查油箱油位情况，油系统是否漏油。

（3）若辅助油泵运行后，油压仍不正常，应起动备用给水泵，停下故障给水泵。（4）轴承油压降至0.05MPa，应紧急停泵。

148.给水泵轴承温度升高应如何处理？

给水泵轴承温度升高应做如下处理：

（1）任何一道轴承温度升高到65℃采取措施后不能降低，应切换给水泵运行。（2）任何一道轴承温度升高至70℃以上，应立即切换备 用泵运行。

（3）工作油排油温度高到65℃，经调整勺管开度，并开 大工作冷油器进水门、出水门、冋水总门仍无效时，应切换备用泵运行，超过65℃应紧急停泵。

149.认调速給水泵油箱油位降低应如何处理？

调速给水泵油箱油位降低应做如下处理：

（1）检查油箱实际油位是否正常，以判断油位计是否指示正确。（2）油箱油位下降5～10mm，立即检查油系统外部有无漏油，排污门是否误开，对工作冷油器进行捉漏，并加油至正常油位。

（3）油箱油位突然下降至最低油位线以下立即切换备用 泵运行。

150.调速给水泵油箱油位升高应如何处理？

调速给水泵油箱油位升高应做如下处理：

（1）检査油箱实际油位是否幵髙。

（2）检查给水泵轴端密封是否大量渍水、密封水回水门开度是否止常，重力回水漏斗是否堵塞。

（3）原因不明时，切换备用给水泵运行，停故漳泵、关闭工作油冷油器、润搰油冷油器、冷却水的进、出口水门，确定冷油器是否泄漏，为防止油质乳化.停轴助油泵，使水沉淀后放水。

（4）凝汽器无真空时，其压力回水应倒至地沟，停机后，凝汽器灌水查漏时，应关闭压力回水，重力回水至凝汽器的回水门。

（5）打丌油箱排污门放水，联系化学人员化验油质，油质不合格，应联系检修换油，并作其他相应处理。

151.循环水泵出口蝶阀打不开的原因有哪些？

循环水泵出口蝶阀打不幵的原因有：

（1）出口蝶阀电动机电源及热工电源未送。

（2）出口蝶阀电动机及热工保护故障。

（3）系统大量漏油，油箱油位太低。

（4）电磁阀内漏或电磁阀旁路门误幵。（5）电动油泵故隞，手动泵故障。（6）机械卡涩。

152.循环水泵出口碟阀打不开应如何处理？

循环水泵起动后，出门蝶阀打不开，应迅速查明原因，做相应处理，必要时停泵，并联系检修。

153.循鈈水泵出口蝶间下落有哪些原因？

循环水泵出口蝶阀下落原因有：

（1）油系统漏油、油箱油位低。

（2）电磁阀内漏或旁跆门误开。

（3）出口蝶阀关到75%电动机不联动。

（4）电磁阀宜流24V电源屮断。

154.循钚水泵出口蝶阀下落应如何处理？

发现循环水泵出口蝶阀下落，即进行全面检查，作相应处理，如因电磁阀失灵或内漏造成，即关闭电磁阀前隔离门或手摇幵启出口蝶阀，并联系检修。

155.故障停用循环水泵的条件有哪些？

故障停用循环水泵的条件有：

（1）轴承温度急剧升高达80℃，无法降低。

（2）轴承油位急剧下降，加油无效或冷油器破裂，油中带水。

156.故障停用循坏水泵应如何操作？

故障停用循环水泵应做如下操作：

（1）解除联动开关，起动备用泵。

（2）停用故障泵，注意惰走时间。如倒转，关闭出口门或进口门。（3）无备用泵或备用泵起动不上，应请示上级后停用故障泵。（4）检查备用泵起动后的运行情况。

157.循环水泵跳闸的象征有哪些？

循环水泵跳闸的象征有：（1）电流表指示到“0”，绿灯闪光，红灯熄，事故喇叭。（2）电动机转速下降。

（3）水泵出水压力下降。

（4）备用泵应联动。

158.循环水泵跳闸应如何处理？

循环水泵跳闸应做如下处理：

（1）合上联动泵操作幵关，拉跳闸泵开关。（2）切換联动开关。

（3）迅速检査跳闸泵是否倒转，发现倒转立即关闭出口门。（4）检査联动泵运行情况。

（5）备用泵未联动应迅速起动备用泵。

（6）无备用泵或备用泵联动后又跳闸，应立即报告班长、值长。（7）联系电气人员检查跳闸原因。

（8）真空下降，应根据真空下降的规定处理。

159.循环水泵打空的象征有哪些？

循环水泵打空的象征有：

（1）电流表大幅度变化。

（2）出水压力下降或变化。

（3）泵内声音异常，出水管振动。

160.循环水泵打空应如何处理？

循环水泵打空应做如下处理：

（1）按紧急停泵处理。

（2）检查进水阀及滤网前后水位差，必要时清理滤网。

（3）检査其他泵运行情况。

（4）根据真空情况决定是否降负荷。

161.怎样判断电动机一相断路运行？

怎样判断电动机一相断路运行方法如下：

（1）若电动机及所拖动的设备原来在静止状态，则转动不起来，若电动机所拖动的设备原来在运行状态，则转速下 降。（2）两相运行时，电动机有不正常声音。

（3）若电流表接在断路的一相上，则电流指示到“0”，否则电流应大幅度上升。（4）电动机外壳温度明显上升。

（5）被拖动的辅机流量、报力下降。

162.除氧器压力升高应如何处理？

除氧器压力升高应做如下处理：

（1）检查凝结水至除氧器自动补水调整门是否失灵，如 失灵应倒为手动调整，或开启补水旁路门增加进水量。

（2）检査进汽调整门开度是否正常，必要时可改手动调整。（3）检查各高压加热器水位是否正常，以防止高压抽汽 从髙压加热器疏水管直接进人除氧器。

（4）当除氧器压力高达安全门动作值，安全门应动作，否则应立即开启电动排汽门，关闭除氧器进汽门，切除髙压加 热器汽侧。

163.除氧器压力降低应如何处理？

除氧器压力降低应做如下处理：

（1）若是由补水量过大，引起除氧器压力降低，此时应减少补水量。（2）若是进汽调整门自动调节失灵，应改手动调整。（3）如供汽压力太低，可井用母管汽源。

（4）若各低压加热器疑结水旁路门不严或误开，应设法关闭，提高凝结水温度。（5）若低压加热器汽侧停用，应投用低报加热器汽侧。

（6）若除氧器电动排汽门误幵，应检查关闭。

164.除氧器水位升高应如何处理？

除氧器水位升髙应做如下处理：

（1）检査核对水位计指乐是否正确。

（2）查看补水量是否过大，控制除氧器补水。

（3）根据检查发现的原因，采取相应措施，需要时可开放水门，降低除氧器水位。

165.除氡器水位降低应如何处理？

除氧器水位降低应做如下处理：

（1）检查核对水位计指示是否正确。

（2）若稳压水箱水位过低，补水量过少，应联系化学，增 开除盐水泵，提髙除盐水母管压力，增大补水量，保持正常 水位。

（3）检查除氧器放水门是否误幵，疏水泵至除氧器进水门是否误幵，如误开应关闭。

（4）通知锅炉运行人员，检査给水系统是否泄漏，或有关阀门误开，省煤器管、水冷壁管、再热器管、过热器管是否爆破。（5）水位降至1500mm，开启疏水泵紧急补水（注意轴封供汽压力）。

166.给水含氣量不合格应如何处理？

给水含氧量不合格应做如下处理：

（1）若除氧器逬汽量不足，给水温度未达到饱和温度，应增加进汽量。（2）若补水不均匀，给水箱水位波动引起加热不均，应均匀补水。

（3）若除氧器进水温度低，凝结水含氧量不合格，应提高进水温度和采取措施使凝结水含氧量合格。

（4）若除氣器排汽阀门开度过小，应调整开度。

（5）若给水泵取样不当或取样管漏气，应改正取样方式。（6）若除氧器凝结水雾化不好，应联系检修。

167.除氧器降压、降温消除缺陷应如何处理？

除氧器降压、降温消除缺陷应做如下处理：

（1）联系电气降负荷（不同型号的机组所降负荷不同）。

（2）停用高压加热器，关闭高压加热器至除氧器疏水门，若高压如热器进汽门不严，用水控电磁阀关闭相应抽汽逆止门。打开逆止门后疏水门。

（3）眹系锅炉运行人员停用连续排污扩容器，关闭连续排污扩容器至除氧器的隔离门，检査除氧器再沸腾门应关闭。

（4）与邻机并用四段抽汽（或三段抽汽）母管。（5）轴封汽由除氧器汽平衡管切换至母管供给。

（6）联系电气运行人员逐渐降低机组负荷，主蒸汽温度力求维持在较高水平。（7）逐渐关闭除氧器进汽调整门和四

（三）段抽汽至四

（三）段抽汽母管隔离门及四

（三）段抽汽电动门。

（8）除氧器珏力降至0.29~0.34MPa时，温度降至140~146℃左右，停#4低压加热器。

（9）除氧器压力降至0.19~0.24MPa时，温度125～130℃时，停用#3低压加热器。

（10）除氧器压力降至0.1MPa，温度115～120℃时，可 适当开启#2低压加热器凝结水旁路门，使低压加热器出口温度控制在80℃左右。

（11）停用低压加热器疏水泵，低压如热器疏水疏至多级口形管人凝汽器。（12）除氧器内压力降至“0”，温度降至95℃以下时，即可通知检修消除缺陷。（13）低压加热器应逐级依次停用，除氧器压力不可降低太快，否则引起除氧器内汽水共腾。

（14）控制除氧器内的温降不超过1℃/min。

168.除氧器消除缺陷后的恢复应如何操作？

除氧器消除缺陷后的恢复操作如下：

（1）关闭#2低压加热器凝结水旁路门。

（2）开启#

3、#4低压加热器进汽电动门，疏水逐级自流。

（3）开启低压加热器疏水泵，关闭#2低压加热器至多级口形管疏水门。

（4）开启四

（三）段抽汽电动门及四

（三）段抽汽至四(三）段级抽汽母管隔离门。

（5）通知汽轮机运行人员开启除氧器进汽调整门。（6）投用高压加热器，关闭排地沟疏水门。

（7）联系电气及锅炉运行人员，逐渐增至原负荷。

（8）除氧器压力至0.39MPa以上，给水箱温度在150 ℃以上，切换轴封汽源，由汽平衡管供汽。

（9）联系锅炉运行人员，投用连续排污扩容器，开启连续排污扩容器至除氧器隔离门。

169.运行中怎样判断高压加热器内部水侧泄漏？

判断髙压加热器内部水侧泄漏，可由以下几方面进行分 析判断：

（1）与相同负荷比较，运行工况有下列变化： ①水位升高或疏水调整门开度增加（严重时两者同时出现）；②疏水温度下降；③严重时，给水泵流量增加，相应高 压加热器内部压力升髙。（2）倾听高压加热器内部有泄漏声。从以上几种现象可以清楚地确定髙压加热器内部水侧泄 漏，高压加热器内部水侧泄漏，应停用该列高压加热器，以 免冲坏周围的管子等内部设备。

170.高压加热器紧急停用的条件有哪些？

高压加热器紧急停用的条件有：

（1）汽水管道及阀门爆破，危及人身及设备安全时。

（2）任一加热器水位升高，经处理无效时，或任一电接点水位计，石英玻璃管水位计满水，保护不动作。

（3）任一高压加热器电接点水位计和石英玻璃管水位计同时失灵，无法监视水位时。

（4）明显听到高压加热器内部有爆炸声，高扭加热器水位急剧上升。

171.高压加热器紧急停用应如何搡作？

高压加热器紧急停用操作如下：

（1）关闭有关高压加热器进汽门及逆止，并就地检查在关闭位置，（2）将高压加热器保护打至“手动”位置。开启高压加热器旁路电动门。关闭高压加热器进出口电动门，必要时手摇电动门直至关严。（3）开启髙压加热器危急疏水电动门。

（4）关闭髙压加热器至除氧器疏水门，待髙压加热器内部压力泄至0.49MPa以下时，幵启高压加热器汽侧放水门。

（5）其他操作按正常停高压加热器操作。

172.高压加热器水位升高的原因有哪些？

高压加热器水位升高的原因有：（1）钢管胀口松弛泄漏。

（2）髙压加热器钢管折断或破裂。

（3）疏水自动调整门失灵，门芯卡涩戍脱落。

（4）电接点水位计失灵误显示。

173.高压加热器水位升高应如何处理？

髙甩加热器水位升高应做如下处理：（1）核对电接点水位计与石英玻璃管水位计。

（2）手动开大疏水调整门，査明水位升高原因。

（3）髙压加热器水位高至山300mm报警时，自动疏水调整门应自动开足，值班人员应严密监视髙压加热器运行情况。

（4）高压加热器水位高至500mm，关闭高压加热器进汽电动门。

（5）高压加热器水位升高至700mm时，高压加热器保护应动作，自动开启高压加热器危急疏水电动门，给水走液动旁路。关闭至除氧器疏水电动门，有关抽汽逆止门，自动切除高压加热器。如保护失灵，应按高压加热器紧急停用处理。（6）开启有关抽汽逆止门后疏水门。（7）完成停用高压加热器的其他操作。

174.为防止锅炉断水，高压加热器起、停应注意哪些问题？

髙压加热器进、出水门从结构上来讲，进口阀与旁路阀位于同一壳体内，且公用一只阀芯，二者合并一起称之为联成阀。出口阀实际上是一个逆止阀，靠给水压力将门芯顶开或压下，因此投用高压加热器时，先开出水电动门，后开进 水电动门，确认进、出口电动门开启时，再关闭其旁路电动门。停用髙压加热器时，确认旁路电动门全开后，先关进水门，后关出水门。

175.凝结水硬廑增大应如何处理？

凝结水硬度增大应做如下处理：

（1）开机时凝结水硬度大，应加强放水。（2）关闭备用射水抽气器的空气门。

（3）检查并手摸机组所有负压放水门关闭严密。

（4）将停用中的中继泵冷却水门关闭，将凝结水至中继泵的密封水门开大。（5）确认凝汽器铜管轻微泄漏，应立即通知加锯末，停用胶球清洗装置。（6）凝结水硬度较大，应立即就地取样（取样筒应放水冲洗三次以上），送化学车间检验，以确定哪台凝汽器铜管漏，以便分析隔离。

176.机组运行和维护中，防寒防冻的措施有哪些？

机组运行和维护中，防害防冻措施有：

（1）机组正常运行中，当汽温降至零下31℃以下时，各 400V备用动力设备，应间隔2h启动一次，正常后仍停下备用。

（2）疏水箱祌水门调整开度，既保持有水流动，又不能溢流太大或水位太低。（3）汽轮机房的门、窗应关闭严密。

（4）机组小修时，各水箱（如除氧器水箱、射水箱、水冷箱、凝汽器及各加热器）均应放水，各泵体也应放水，无放水门的请检修人员拆除一侧盘根放水。（5）机组临修，短时间内需开机而不准放水的，能运行的设备（如循环水泵，工业水泵、水冷泵等）尽量保持一台运行，保证系统内有水流动，本体管道疏水应全开。如锅炉有压力，则通锅炉的疏水应等压力泄到零后开启。

（6）凝汽器灌水查漏应尽量避免夜间进行，灌水、查漏、放水应连续进行，以免冻裂铜管及管板。

（7）机组仪表管或其他管道、阀门冻结，需化冻时仍应执行工作票制度。（8）各级值班人员应加强巡回检查，对因防冻而变更运行方式，操作情况应记人运行日志。

第四篇：全国重特大典型事故案例分析

黑龙江省七台河市福瑞祥煤炭有限责任

公司八井“12·1”重大透水事故

2012年12月1日23时，黑龙江省七台河市福瑞祥煤炭有限责任公司八井发生一起透水事故，造成10人死亡，直接经济损失2650万元。

一、事故发生单位基本情况

七台河市福瑞祥煤炭有限责任公司八井(以下简称福瑞祥八井)位于七台河市桃山区桃西教堂东南100米，在308省道和大同街之间。该煤矿原名为万宝煤矿，始建于1989年，1990年正式投入生产，1991年更名为大连陆军学院煤矿，1996年转让给七台河矿务局地质公司多经分公司，期间，更名为七煤集团公司富强二矿五井，2004年10月七台河市福瑞祥煤炭有限责任公司成立，该公司隶属七台河矿业精煤(集团)有限责任公司多种经营总公司，福瑞祥八井为该公司下属矿井，矿井由个人投资，投资人为孟凡军，2005年6月该矿股权转让给杨忠义、董占祥，2012年4月董占祥买断股权。该矿安全监管归七台河市桃山区属地管辖，福瑞祥煤炭有限责任公司不再承担安全监管职责，但仍为该矿办理相关证照。

福瑞祥八井核定生产能力为4万吨/年。批准开采煤层为85#、90#、93#、94#煤层，截止到2010年末剩余地质储量50.12万吨，可采储量42.6万吨。

该矿采用片盘斜井开拓，主井斜长700米，副井斜长740米，倾角26°；矿井通风方式为中央并列抽出式，主备扇型号为FBCDZNO11/22×2两台，瓦斯矿井，煤层自燃发火倾向性为不易自燃煤层；矿井提升方式为斜井串车提升，主提升绞车型号JTP1.6×1.5缠绕式提升绞车，电机功率150千瓦；矿井采用双回路供电系统；主电源为桃山变电所42519线，备用电源为电力公司4323线，实现井上下供电分开；矿井采用一段集中排水，主水仓设在六片，配有双管路(6寸)、双水泵，一台工作、一台备用，型号D155-67×6-280 千瓦，五片车场下12米处还有截水仓，设100D45×7-132 千瓦水泵2台，一主一备，配有双4寸管路。该井水文地质类型复杂，正常涌水量为 40 立方米/小时，最大涌水量80立方米/小时，矿井配备2台探放水钻机，型号分别为ZDY1600和ZYT168。；矿井装备了KJ90NB型安全监控系统、人员定位系统、压风自救系统、供水施救系统和通讯联络系统。地面设有200 立方米的静压水池和WSRF-80型暖风炉。

该矿证照情况：

采矿许可证号：C***0035949，有效期至2014年3月11日。

安全生产许可证号：(黑)MK安许证字【2006】4402YB，有效期至2013年8月5日。

煤炭生产许可证号：202309039007，有效期至2015年12月31日。

营业执照注册号：***，有效期至2014年3月11日。

该矿主要管理人员“人、证、岗”不符，备案登记(持证)：矿长肖立东、生产矿长徐永新、机电矿长石磊鑫、技术矿长刘贵河为挂名矿长，安全矿长席国君。该矿实际管理人员：矿长董占祥、生产矿长肖玉和、机电矿长金世江、安全矿长席国君、技术员杨健。

2012年11月23日经过桃山区复产验收合格，准予开工生产，批准开工生产工作面为93#层左五片采煤工作面和主井下山掘进工作面。

发生事故时，该矿实际有六个采掘工作面生产，94#层左六片全煤上山、90#层左四片上山、六片副井90#层巷道式采煤工作面和94#层五片平巷维修工作面，94#层右三片巷道式采煤工作面、94#层左三片巷道式采煤工作面越界开采已关闭的震祥煤矿五井井界煤柱。事故地点为94#层左三片巷道式采煤工作面上部。

二、事故发生经过、事故救援情况和事故类别(一)事故发生经过

2012年12月1日16时，生产矿长肖玉和、值班井长王宝泉组织当班工人召开班前会。17时，王宝泉带领当班工人陆续入井，当班实际入井29人(其中，94#层左三片巷道式采煤工作面5人，94#层右三片巷道式采煤工作面2人，90#层左四片上山工作面4人，94#层左六片全煤上山工作面4人，六片副井90#层巷道式采煤工作面6人，94#层五片平巷维修工作面5人及值班井长王宝泉、瓦检员李有、抽水工祝永祥)。

当班22时30分，值班井长王宝泉升井。23时左右，把钩工孙井田提车将四片李殿刚等人升井，在矿车提升至三片车场上部7-8米处，发现身后有白雾、冷气和气浪往井口门方向吹来，他赶紧打了“快点”升井，升井后立即给值班电工艾国栋打电话问主扇是否反风，艾国栋看完主扇告诉他主扇正常。这时在井下六片副井附近等车出货的张吉飞和沈树君听到水响，看见很大的水流从副井巷道往下淌，他俩到主副井的联络巷去查看，发现水量更大，便同正在联络巷等车的陈守义、刘昌国开始沿副井往地面方向跑。23时40分左右，张吉飞等人跑至地面。张吉飞立即到翻车房报告井下出事了，三片透水了。把钩工孙井田立即下井查看，到了三片发现里面都是水，立即给值班井长王宝泉打电话告知井下透水了。王宝泉与艾国栋两人立即入井，到了五片发现五片以下已被水淹没，往下的巷道被石头和木支柱堵死，两人来到五片车场启动了备用水泵然后升井。

翻车工彭秀林知道发生事故后立即通知矿领导，接到事故通知的安全矿长席国君和生产矿长肖玉和带领数名工人先后入井，在五片车场发现了在五片94#层平巷进行维修作业的温宏福和盛乃栋从五片石门里走了出来，几人立即将温宏福和盛乃栋扶上矿车升井。

投资人董占祥接到通知后立即到井口门准备入井，值班井长王宝泉正好升井，王宝泉告诉董占祥井下发生透水有10多人仍在井下，董占祥立即给桃山区安监局科长闫向辉、市安监局副局长闫文昌、福瑞祥公司经理崔晓春打电话报告事故，七台河市政府逐级向有关部门和领导报告事故。

经核实，事故发生前后共有13人安全升井，16人被困井下。(二)事故救援情况

接到事故报告后，七台河市委、市政府、桃山区委、区政府和市、区相关部门立即赶到事故现场，成立了抢险救援指挥部，启动了事故抢险应急预案，紧急调动抢险救援设备、设施，迅速组织人员开展抢险救援工作，龙煤集团公司七台河分公司、宝泰隆公司等地方煤矿有关人员也积极协助救援。紧急调集救援车辆150多台，各类水泵24台，电缆6000多米，排水管线5000多米，电机5台，大功率钻机一部，专业救援人员500多人。事故发生后14小时内，成功安设了3台水泵排水，总排水能力为290 立方米/小时，2日中午11时30分成功解救出94#层五片平巷维修工作面的2名被困矿工。到12月3日12时达到6台水泵同时工作，总排水能力为550立方米/小时。12月7日3时50分，经过125小时的紧张救援，又成功解救出94#层左六片全煤上山工作面4名被困矿工，总计先后有6名矿工成功获救。至12月11日有8名遇难矿工陆续找到并已全部升井，经过对井下所有巷道清淤搜寻，至2013年1月6日，井下所有巷道已全部搜索清理完毕，共清理、恢复巷道3660.5米，清淤1990立方米，仍未发现2名失踪矿工。

2013年1月6日，经矿山救援队和医疗救护专业人员组成的专家组现场勘查、分析和论证，认为事故失踪人员被水冲到采空区，已无生还可能，若继续实施搜救，搜救人员生命安全无法保障，抢险救援指挥部决定停止搜救。

(三)事故类别 透水事故。

三、事故原因及性质(一)直接原因

福瑞祥公司八井越界非法盗采，94#层左三片巷道式采煤工作面上部开采与震祥煤矿五井的边界煤柱，造成与已关闭的震祥煤矿五井主井底(水窝)之间煤柱仅剩1.2米，震祥煤矿五井老空积水压垮煤柱并溃入井下，导致水害事故发生。

(二)间接原因

1．该矿违反《国务院关于预防煤矿生产安全事故的特别规定》，越界非法盗采煤炭资源现象严重。私自打开三片、五片、六片密闭，进入界外进行非法盗采煤炭资源活动。由于盗采资源引发纠纷后，采取伪装手段砌筑密闭，躲避监管部门执法检查。

2．该矿违反《国务院关于预防煤矿生产安全事故的特别规定》、《煤矿防治水规定》，安全管理主体责任不落实。一是防治水工作职责不清，防治水专业人员配备不足，没有落实岗位责任制。二是矿井现场安全管理混乱，在界外有水患威胁区域冒险开采，“逢掘必探”措施未落到实处。三是该矿界外采掘生产布局混乱，巷道式采煤，通风系统不健全，矿井多头作业，超强度组织生产。四是该矿技术管理不到位，未按规定配全专职技术人员。五是煤矿管理人员“人、证、岗”不符。

3．七台河市福瑞祥有限责任公司对八井的管理职责不清，在该矿划归为个人所有后，仍为该矿办理相关证照。

4．安全监管不到位。一是复产验收和日常监督检查工作不到位。监管部门对该矿较长时间存在的越界开采、私开工作面、煤矿主要管理人员“人、证、岗”不符等违法违规现象未能发现和制止。二是对防治水措施落实情况监督检查不力。该矿为水患矿井，在日常安全监管工作中，未切实将防治水患作为重点，监督检查不到位。三是《作业规程》审批、管理不严格。行管部门对该矿没有按规定报批《作业规程》失察漏管。四是驻矿安监员配备数量不足，驻矿安监员同时负责2个矿井，发生事故时未在该矿工作，现场监管缺失。

5．矿产资源管理工作不到位。矿产资源管理部门对采矿许可证年检工作把关不严，在该矿越界开采案件尚未处理到位的情况下通过年检。

(三)事故性质 责任事故。

五、事故有关责任人员的处理和事故责任单位的处罚建议(一)对事故责任人的处理建议 建议移交司法机关处理的责任人员：

1．董占祥，中共党员，福瑞祥八井投资人、矿长(无证)。组织越界非法盗采煤炭资源，对事故负有主要责任。建议移交司法机关依法处理，终身不得再担任任何煤矿的法定代表人或矿长，依据《<生产安全事故报告和调查处理条例〉罚款处罚暂行规定》第十三条，对其处以2011年年收入100%的罚款，罚款42000元。

2．肖玉和，福瑞祥八井生产矿长(无证)，负责该矿生产工作。生产管理不力，参与组织越界非法盗采煤炭资源，对事故负有主要责任。建议移交司法机关依法处理。

3．席国君，福瑞祥八井安全矿长，负责该矿安全工作。安全管理不力，对越界非法盗采煤炭资源行为未予以制止，对事故负有主要责任。建议撤销其(安全矿长)安全资格证，移交司法机关依法处理。

4．王宝泉，福瑞祥八井值班井长，负责该矿事故当班安全生产工作。现场安全生产管理不力，对事故负有主要责任。建议移交司法机关依法处理。

5．杨键，福瑞祥八井技术负责人(无证)，负责该矿技术工作。技术管理不到位，对事故负有主要责任。建议移交司法机关依法处理。

6．王宪红，七台河市桃山区煤管局驻福瑞祥八井专盯员，没有严格履行《桃山区煤矿驻矿专盯员工作职责》，对福瑞祥八井存在的越界开采、私开工作面、探放水执行措施不力等违法违规行为监管不到位，对事故负有主要责任。建议移交司法机关依法处理。

7．陈福权，中共党员，七台河市桃山区煤管局安监二科科员(隐患排查二中队队员)，具体负责包保福瑞祥八井，且参加了该矿党的复产验收工作。没有认真履行工作职责，对福瑞祥八井存在的越界开采、私开工作面、探放水执行措施不力、煤矿主要管理人员证、岗不符等违法违规行为监管不到位，对事故负有主要责任。建议移交司法机关依法处理。

8．闫向辉，中共党员，七台河市桃山区煤管局安监二科科长(隐患排查二中队队长)，分管福瑞祥八井。没有认真履行工作职责，对福瑞祥八井存在的越界开采、私开工作面、探放水执行措施不力、煤矿主要管理人员证、岗不符等违法违规行为失察，对事故负有主要责任。鉴于检察机关已对其立案调查，待司法机关依法处理后，给予其相应的党政纪处分。

上述人员待司法机关依法处理后，再给予相应的党政纪处分。建议给予相关处罚的责任人员：

1．肖立东，福瑞祥八井挂名矿长，不在本矿工作，为煤矿提供相应资格证明，使煤矿取得合法生产资格，实际未履行职责。建议撤销其矿长资格证、矿长安全资格证，终身不得再担任任何煤矿的法定代表人或矿长，依据《安全生产违法行为行政处罚办法》第四十四条，对其处以9999元罚款。

2．徐永新，福瑞祥八井挂名生产矿长，不在本矿工作，为煤矿提供相应资格证明，使煤矿取得合法生产资格，实际未履行职责。建议撤销其(生产矿长)安全资格证，依据《安全生产违法行为行政处罚办法》第四十四条，对其处以9999元罚款。

3．刘贵河，福瑞祥八井挂名技术矿长，曾在本矿工作，为煤矿提供相应资格证明，使煤矿取得合法生产资格，实际未履行职责。建议撤销其(技术矿长)安全资格证，依据《安全生产违法行为行政处罚办法》第四十四条，对其处以9999元罚款。

4．石磊鑫，福瑞祥八井挂名机电矿长，在本矿任库管员，为煤矿提供相应资格证明，使煤矿取得合法生产资格，实际未履行职责。建议撤销其(机电矿长)安全资格证，依据《安全生产违法行为行政处罚办法》第四十四条，对其处以9999元罚款。

以上罚款，由黑龙江煤矿安全监察局佳合监察分局执行收缴。建议给予党纪、政纪处分的责任人员：

1．崔晓春，中共党员，七台河市福瑞祥有限责任公司经理，负责七台河市福瑞祥有限责任公司的全面工作。对挂靠矿井疏于管理，对事故负有领导责任。建议给予警告处分。

2．张淼，中共党员，七台河市桃山区煤管局生产科科长，负责所辖煤矿《作业规程》的审批管理工作。对该矿没有按规定报批《作业规程》失察漏管，对事故负有重要责任。建议给予行政记过处分。

3．杨兵，中共党员，七台河市桃山区煤管局隐患排查大队副大队长，分管二中队，并具体负责对福瑞祥八井的复产验收工作。没有认真履行工作职责，对福瑞祥八井存在的越界开采、私开工作面、煤矿主要管理人员证、岗不符等违法违规行为失察，对事故负有主要领导责任。建议给予行政记大过处分。

4．郭鸿飞，中共党员，七台河市桃山区煤管局局长，负责所辖煤矿企业的行业管理和安全监管工作。工作不到位，对该局在履行对福瑞祥八井行管和监管职责方面存在的复产验收和日常监督检查工作不到位、对防治水措施落实情况监督检查不力、《作业规程》审批管理不严格等问题失察，对事故负有重要领导责任。建议给予行政记大过处分。

5．张海，七台河市国土资源局矿产资源储量科(督察员办公室)科长，具体负责矿井储量登记、储量核实、采矿证年检、储量动态检测、督察员管理等工作。未认真履行工作职责，对采矿许可证年检工作把关不严，在该矿越界开采案件尚未处理到位的情况下通过年检，对事故负有领导责任。建议给予行政警告处分。6．范明俊，中共党员，桃山区副区长，主管全区煤矿安全生产工作。对区煤矿安全监管人员工作未尽职责情况失察，对事故负有领导责任。建议给予行政警告处分。

(二)对事故矿井的处罚建议

1．依据《黑龙江省安全生产条例》第三十七条第六款，建议证照颁发管理部门吊(注)销该矿相关证照，七台河市政府对福瑞祥八井按照关闭矿井的五条标准予以关闭。

2．建议责成七台河市政府对福瑞祥八井超层越界非法盗采煤炭资源情况，按相关规定依法进行核实查处。

五、防范措施

(一)黑龙江省各产煤地市人民政府要认真贯彻国家法律法规，督导煤矿企业落实《煤矿矿长保护矿工生命安全七条规定》(国家安监总局58号令)，落实省委、省政府有关煤矿安全生产工作的一系列部署和要求，深刻吸取和总结事故教训，举一反三，以这起事故为典型案例，对全省煤矿的法人代表、矿长和安全管理人员开展一次安全警示教育，教育其摆正安全与生产、安全与效益的关系，明确企业主体责任，完善企业内部安全管理机制，树立依法办矿、依法管矿，守界开采的意识，使煤矿从业人员真正认识水害防治工作的重要性，提高水害防治意识。

(二)进一步强化落实煤矿企业主体责任。煤矿企业要认真开展以水患防治为主的隐患排查工作，完善隐患排查制度，加强现场管理，杜绝“三违”行为，全力提高煤矿安全管理水平。要切实加强矿井水文地质基础工作，并标绘在井上、下对照图上，定期收集、调查本矿及相邻煤矿的废弃老窑情况，配备专职水文地质技术人员和探放水队伍，加大防治水的安全专项投入。水患矿井、疑似水患矿井或在水患区域内施工作业时，必须坚持“预测预报、有疑必探、先探后掘、先治后采”的防治水原则。

(三)政府有关部门要加强监管，严格要求各煤矿企业，要按照《公司法》、《煤矿企业安全生产许可证实施办法》等有关要求，配齐安全生产管理人员，落实安全生产责任制，严格履行公司的安全生产管理责任。

(四)进一步落实地方政府属地管理责任，加强煤矿安全生产监督管理工作。一是健全完善安全监督检查工作机制，配齐配全安全监管员，强化现场安全监督检查工作，推进完善驻矿安全监管员制度，发挥驻矿安全监管员作用，强化监督考核，提高工作人员的履职能力与水平，促进依法行政，堵塞安全监管漏洞。二是落实煤矿安全监管人员的责任，强化以水害防治为主要内容的隐患排查治理工作，要对煤矿水患排查和防治水措施落实情况全面排查，发现问题要及时处理。三是针对事故中暴露出煤矿利用隐蔽工程非法生产问题制定针对措施和办法，特别要加强超层越界、隐蔽工程的专项检查和管理，落实具体责任人员，从制度上消除和取缔超层越界和隐蔽工程这一重大隐患。四是针对可采储量不多，易于发生超层越界盗采问题的煤矿要严格管理，严厉打击煤矿超层越界，盗采国家资源的违法行为。五是严格矿井复产验收和证照年检工作，制定措施，严格把关，明确图纸、资料保管年限，完善档案管理。

(五)进一步强化行业管理和技术指导。各级煤矿行业管理部门要指导帮助煤矿企业加强防治水基础工作，落实防治水措施、落实矿井水害防治责任制，配齐、配强水害防治专业技术人员；及时掌握收集区域矿井周边水文地质资料和相邻矿井及废弃老窑分布情况，切实加强矿井水文地质基础工作，编制水害防治规划，提高矿井防治水技术管理水平。严格规范《作业规程》审批工作，完善煤矿《作业规程》报送、备案、监督工作机制。认真做好矿井工程图的定期交换工作，坚持制度化，规范化，加强区级煤炭测量队伍建设，有效防范超层越界非法盗采煤炭资源行为。

(六)矿产资源管理部门要严格规范资源管理相关工作，完善采矿许可证年检和动态储量监测工作机制，加强煤炭资源开采的管理，采取针对性措施，加大打击煤矿超层越界、盗采资源行为的执法和查处力度，有效杜绝盗采资源现象。

(七)进一步加强煤矿职工的安全培训教育工作，尤其要加强矿井从业人员的防治水专业知识培训教育，督促企业开展水害事故逃生应急演练，提高矿井从业人员安全素质。要督促煤矿建立健全安全培训档案，规范煤矿安全培训管理工作，加大对煤矿安全培训、从业人员持证上岗的执法检查力度。制定行之有效的办法，规范煤矿用人制度，杜绝和打击煤矿随意使用未经培训的主要管理人员，杜绝矿井从业人员“证、岗”不符和专业人员配备不足现象的发生。

黑龙江省牡丹江市东宁县永盛煤矿

“1·29” 一氧化碳中毒事故

2013年1月29日10时33分，黑龙江省牡丹江市东宁县永盛煤矿发生一起一氧化碳中毒事故，造成12人死亡(其中，煤矿企业施救人员死亡9人)，8人受伤，直接经济损失1149万元。

一、事故发生单位基本情况

东宁县永盛煤矿位于黑龙江省牡丹江市东宁县老黑山镇下碱村东2.6公里，矿井开采煤层为8#层，煤种为长焰煤，矿区面积1.4429平方公里。矿井设计生产能力为6万吨/年，核定生产能力5万吨/年，矿井剩余储量112万吨，为私营企业。2011年鉴定为瓦斯矿井，煤层自燃发火倾向性为不易自燃煤层。

该矿井为片盘斜井开拓，主井斜长120 米，坡度20°，副井斜长110 米，坡度22°，斜井串车提升。矿井采用中央并列抽出式通风，矿井总入风量760立方米/分，总排风量830立方米/分。矿井双电源供电，主电源为来自老黑山变电所，10千伏高压经地面变压器变压向井上下供电，备用电源为两台柴油发电机组。矿井水文地质类型为简单，正常涌水量0.5立方米/小时，最大涌水量1.0立方米/小时。井下右零路设有主、副水仓，容量为80立方米，采用一段集中排水，主排水泵采用3B-57水泵三台。地面静压水池容量200 立方米，设GRF-30型暖风炉，矿井安全监控系统为KJ-76N型，人员定位系统为KJ—320型，有压风自救、供水施救、通讯联络系统。

煤矿历史沿革：

东宁县永盛煤矿1986年建井并投产。2002年，该矿受地质构造影响，建设接续矿井。2004年3月，接续矿井建成。2005年，法人张传顺把接续矿井以1180万元转让给殷振发、张永华和高波三人，殷振发持股40%、张永华持股30%、高波持股30%。2007年3月通过省、市、县三级验收合格，原生产矿井报废关闭。2011年末，张永华退股，殷振发持股55%，高波持股45%。

矿井证照情况：

采矿许可证证号为C***0084280，有效期至2018年10月20日。安全生产许可证证号为(黑)MK安许证安[2004]5009B2CY，有效期至2014年10月16日。煤炭生产许可证证号为202310249030，有效期至2020年5月31日。营业执照注册号为***，营业执照有效期至2018年10月20日。

该矿井主要管理人员“人、证、岗”不符，备案登记(持证)：矿长李宗志、生产矿长柴方勇(挂名)、技术矿长柳敦厚(挂名)、安全矿长朴基龙(挂名)、机电矿长张明宝。实际情况是：矿长、生产矿长赵川山(又名赵富绩)(无证)，安全矿长李宗志，技术矿长张海斌(无证)，机电矿长张明宝。

事故发生地点：

事故发生地点为左二路和左三路平巷。该矿井经煤炭管理部门批复《作业规程》的作业地点为左五路采煤和左六路掘进工作面。矿井停产前，矿方擅自打开左

二、左三密闭恢复掘进，计划穿过F1断层开采当年老井留下残余煤田。停产时，左二路已掘进1280m，进入老井区域内，左三路已掘进1150m，部分条块已进行了回采。

二、事故发生经过、救援情况和事故类别(一)事故发生经过

2013年1月29日，当日为农历腊月十八，是东宁县煤矿企业民俗祭井日。当日8时58分，永盛煤矿投资人殷振发、高波带领本矿主要管理人员和部分工人拜祭井口，拜祭结束后，殷振发、高波及部分煤矿管理人员在矿办公室等待吃饭，机电矿长张明宝安排主扇工李广印、登钩工田进忠、技术矿长(挂名)柳敦厚入井抽水。

9时30左右，李广印等三人启动主扇后入井(该井于1月27日放假时便关停主扇)。10时30分左右，3名工人行至左二路时，2人中毒晕倒，李广印(当时中毒较轻)从井下打电话求救。

(二)事故救援情况 接到求救电话后，矿长赵川山安排技术矿长张海斌、机电矿长张明宝、采煤班长马丹喜、常万青入井救援。11点多，矿监控室接到井下电话，再次请求救援，赵川山又安排地面工人马晓、采掘工韩彦礼、后勤矿长陈德福、铲车司机刘永学、把钩工纪建忠等人入井救援，同时给住在矿家属区的工人打电话并安排人员去临近矿井找人来帮忙救援，随后赵川山带领安全矿长(挂名)朴基龙入井。12点30分左右，该矿顾问李广绪在矿翻车房接到井下赵川山电话，说赶紧找救护队，里面进不去人，进去的人都趴下了。李广绪立即给县煤炭局救护队副队长刘汝会(当时刘汝会同县煤炭局副局长王林岐在一起)打电话请求救援，井下遇险人员数量不清。刘汝会要求谁也别再下井了，他马上就过去。12点50分左右，王林岐和刘汝会赶到永盛煤矿，了解情况并向县煤炭局局长宋涛报告后入井。企业自救期间，永盛煤矿及附近东隆煤矿人员相继赶来并入井，前后共有20人入井参加救援，其中有5人误入左三路巷道。

13时30分，县政府副县长张富广接到宋涛报告后，立即赶赴现场，成立了救援领导小组，紧急调动县煤炭局救护队30人赶赴现场施救，同时组织周边煤矿留守矿工50人协助救援。

21时40分，牡丹江市政府接到东宁县事故报告后，周景隆副市长带领安监局、煤炭局相关人员连夜赶赴现场，指挥救援，截止1月30日1时，已有12人升井，经抢救5人脱离生命危险，7人经抢救无效死亡，尚有8人被困井下。于是请求沈煤集团鸡西盛隆公司救护队和龙煤集团鸡西救护大队给予支援。

2013年1月30日9时05分，沈煤集团鸡西盛隆公司救护队鸡东中队首先到达事故矿井。经救援，13时15分升井6人，3人生命体征稳定，3人遇难。15时30分又有2名遇难人员升井，抢险救援结束。这起事故共12人遇难，8人受伤。

(三)事故类别

其他事故(一氧化碳中毒)。

三、事故迟报情况

永盛煤矿于2013年1月29日10时33分发生事故，煤矿未及时上报情况，盲目组织人员施救，12时30分左右矿长赵川山安排李广绪给县煤炭局救护队副队长刘汝会打电话请求救援。12时50分左右，王林岐和刘汝会赶到永盛煤矿，了解情况并向县煤炭局局长宋涛报告后入井。13时30分，县政府副县长张富广接到宋涛报告后，立即赶赴现场，并投入指挥救援。到19时40分，张富广才打电话向县长孙吉舜、县委书记孙永先报告事故情况；孙永先、孙吉舜接到报告后分别从牡丹江和哈尔滨赶往事故现场，21时40分，孙永先到达事故现场，了解情况后，向牡丹江市委、市政府主要领导报告，牡丹江市委、市政府接到报告后立刻向省煤炭局及省安委会等部门报告。

四、事故原因及性质(一)直接原因

报废矿井火区(一良煤矿)一氧化碳通过裂隙渗入永盛煤矿8#下煤层左二平巷第四片盘；由于矿井停风，造成井下一氧化碳积聚，(二)间接原因

1．煤矿企业违反有关安全法律法规。一是矿井停产期间，不作业人员进入左二平巷排水，导致一氧化碳中毒事故发生。

执行省政府要求的“六不停”规定，随意停风。二是矿井采取伪装手段砌筑密闭，躲避监管部门执法检查，私开工作面。三是矿井周边有火区隐患，没有制定有效防范措施。

2．煤矿应对事故抢险救援措施不力。事故发生后，煤矿未按《生产安全事故报告和调查处理条例》要求及时上报事故，延误了最佳救援时机；煤矿企业有关人员在无防护措施的情况下，盲目组织施救，导致事故伤亡扩大。

3．该矿违反《煤矿矿长保护矿工生命安全七条规定》，煤矿安全管理人员“人、证、岗”不符，实际管理人员无证，职工安全培训、教育不到位。

4．煤矿主要管理人员安全意识淡薄，今年未开展事故灾害应急演练，职工应急救援常识缺失，不能有效实施自救与互救。

5．东宁县及煤矿监管部门在得知永盛煤矿发生事故后，没有按照有关规定及时将事故上报省、市有关部门。

6．东宁县煤矿监管部门监管力量薄弱，安全监管不到位。一是对辖区煤矿的日常监管都是由县和安救护队人员兼职负责；二是驻矿安监员不严格履行工作职责，对该矿违规打开密闭，私开工作面制止不力；三是在日常监管中没有督促永盛煤矿针对矿井周边火区采取防范措施；四是未发现该矿存在的管理人员人、证、岗不符、私开工作面、矿工入井不随身携带自救器、不检查有害气体等问题；五是东宁县煤管局监控中心对永盛煤矿监控系统一氧化碳报警与联网中断问题，没有采取有效措施切实解决。

7．牡丹江市煤矿监管部门未认真履行2012年监察计划，对永盛煤矿监管缺失，未能发现该矿管理人员“人、证、岗”不符、私开工作面、矿工入井不随身携带自救器、不检查有害气体等问题；市煤矿安全监控中心对永盛煤矿监控系统一氧化碳报警与联网中断问题，没有采取有效措施加以解决。

(三)事故性质 责任事故。

五、事故有关责任人员的处理和事故责任单位的处罚建议(一)对事故责任人的处理建议

建议不再追究责任人员：

1．李广印，永盛煤矿主扇工，停风2天后，重新开启主扇，在没有检测矿井有毒有害气体的情况下，不随身携带自救器，贸然带领抽水工人入井，对事故负有直接责任。鉴于已在事故中死亡，建议免予追究责任。

2．赵川山(又名赵富绩)，永盛煤矿矿长(无证)，负责该矿全面工作，该矿安全生产第一责任者。擅自指挥人员打开密闭，私开工作面，对监控系统存在的超限报警现象，未进行处理，事故发生后不及时上报事故，违章指挥、盲目施救，导致事故扩大，对事故负有直接责任。鉴于已在事故中死亡，建议免予追究责任。

建议移交司法机关处理的责任人员：

1．殷振发，永盛煤矿投资人，聘用不具备矿长资格人员管理煤矿，事故发生后不及时上报事故，盲目组织施救，导致事故扩大，对事故负有主要责任。建议移交司法机关依法处理。

2．高波，中共党员，永盛煤矿投资人，聘用不具备矿长资格人员管理煤矿，事故发生后不及时上报事故，盲目组织施救，导致事故扩大，对事故负有主要责任。建议移交司法机关依法处理。

3．吴刚，东宁县煤炭生产安全监督管理局永盛煤矿驻矿安监员兼东宁县煤炭局和安救护队队员，负责该矿日常监管工作。不严格履行工作职责，对永盛煤矿私开工作面制止不力，对作业人员入井不随身携带自救器、不检测矿井有毒有害气体现象，不报告，不制止，对事故发生负有主要责任。建议移交司法机关依法处理。

4．刘汝会，中共党员，东宁县煤炭局和安救护队副队长，协助分管领导负责辖区煤矿日常监管工作。在对永盛煤矿日常检查时，未发现该矿存在的管理人员人、证、岗不符、私开工作面等问题，对事故的发生负有重要责任。鉴于检察机关已对其立案，待司法机关依法处理后，再给予相应的党政纪处分。

5．季德彬，中共党员，东宁县煤炭局和安救护队副队长，协助分管领导负责辖区煤矿日常监管工作。在对永盛煤矿日常检查时，未发现该矿存在的管理人员人、证、岗不符、私开工作面等问题，对事故的发生负有重要责任。鉴于检察机关已对其立案，待司法机关依法处理后，再给予相应的党政纪处分。

6．王林岐，中共党员，东宁县煤炭生产安全监督管理局副局长，负责东宁县老黑山区域煤矿(含永盛煤矿)日常监管工作。作为分管领导，在对永盛煤矿日常检查时，未发现该矿存在的管理人员人、证、岗不符、私开工作面等问题，对事故的发生负有重要领导责任。鉴于检察机关已对其立案，待司法机关依法处理后，再给予相应的党政纪处分。

上述人员待司法机关依法处理后，再给予相应的党政纪处分。建议给予相关处罚的责任人员：

1．李宗志，永盛煤矿安全矿长(持有矿长证)，负责该矿安全工作，由于矿井放假，事故发生前已离岗。疏于安全管理，对作业人员长期入井不随身携带自救器、不检测矿井有毒有害气体行为放任失察，对事故负有主要责任。建议撤销其矿长资格证、矿长安全资格证，终身不得再担任任何煤矿的法定代表人或矿长，依据《安全生产违法行为行政处罚办法》第四十四条，对其处以人民币9999元罚款。

2．张海彬，永盛煤矿技术负责人(无证)，负责该矿技术工作。由于矿井放假，事故发生前已离岗。技术管理不力，对该矿存在私开工作面、违规作业及“一通三防”管理不到位的问题不制止、不改正，对事故负有主要责任。建议依据《安全生产违法行为行政处罚办法》第四十四条，对其处以人民币9999元罚款。

3．张明宝，永盛煤矿机电矿长，负责该矿机电工作。由于矿井放假，事故发生前已离岗。当班工作安排不力，没有针对主扇恢复通风后入井抽水作业做出相应的安全防范措施，对事故负有主要责任。建议撤销其(机电矿长)安全资格证，依据《安全生产违法行为行政处罚办法》第四十四条，对其处以人民币9999元罚款。

4．柴方勇，永盛煤矿生产矿长(挂名)，不在本矿工作，为煤矿提供相应资格证明，使煤矿取得合法生产资格，实际未履行职责。建议撤销其(生产矿长)安全资格证，依据《安全生产违法行为行政处罚办法》第四十四条，对其处以人民币9999元罚款。

5．朴基龙，永盛煤矿安全矿长(挂名)，为煤矿提供相应资格证明，使煤矿取得合法生产资格，实际未履行职责。建议撤销其(安全矿长)安全资格证，依据《安全生产违法行为行政处罚办法》第四十四条，对其处以人民币9999元罚款。

建议给予党纪、政纪处分的责任人员：

1．张云国，东宁县煤炭生产安全监督管理局监控中心主任，负责东宁县所属煤矿瓦斯监控工作。对永盛煤矿监控系统一氧化碳报警与联网中断问题，没有采取有效措施切实解决，对事故的发生负有主要领导责任。建议给予行政撤职处分。

2．宋涛，中共党员，东宁县煤炭生产安全监督管理局局长，负责县煤炭局全面工作。对县煤管局监管人员监管不力和县监控中心履职不到位等问题失察，在事故发生后，未及时向上级相关部门报告事故，对事故的发生负有重要领导责任。建议给予行政记大过处分。3．张富广，东宁县副县长，分管全县煤矿安全生产工作。对煤矿安全监管人员工作不尽职、煤矿救护队员与驻矿监督员互相兼职，非专职，救护队缺乏演练等情况失察，得知事故后，未及时向上级相关部门报告事故，对事故的发生负有领导责任。建议给予行政警告处分。

4．钟锐，中共党员，牡丹江市煤炭生产安全监督管理局监控中心主任，负责全市煤矿瓦斯监控工作。对永盛煤矿监控系统一氧化碳报警与联网中断问题，没有采取有效措施切实解决，对事故的发生负有领导责任。建议给予行政记过处分。

5．陈建宏，中共党员，牡丹江市煤炭生产安全监督管理局监管二科科长，负责全市煤矿日常监管工作。未严格履行2012年监察计划，对永盛煤矿日常监管不力，未发现该矿存在的管理人员人、证、岗不符，私开工作面等问题，对事故的发生负有领导责任。建议给予行政警告处分。

(二)对事故矿井的处罚建议

依据《黑龙江省安全生产条例》第三十七条第六款规定，建议证照颁发管理部门吊(注)销该矿相关证照，牡丹江市政府对东宁县永盛煤矿按照关闭矿井的五条标准予以关闭。

(三)建议责成牡丹江市人民政府向黑龙江省人民政府作出书面检查。

以上罚款，由黑龙江煤矿安全监察局哈南监察分局执行收缴。

六、下一步防范和整改措施

(一)黑龙江省各产煤地市人民政府要认真贯彻国家法律法规，督导煤矿企业落实《煤矿矿长保护矿工生命安全七条规定》(国家监管总局58号令)，落实省委、省政府有关煤矿安全生产工作的一系列部署和要求，充分认识当前煤矿安全生产形势的严峻性，坚决克服松懈、麻痹思想，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，以高度的政治责任感，深刻吸取和总结这起事故的教训，针对事故中暴露出的管理问题，认真研究、制定防范措施，以这起事故为典型案例，对煤矿干部、职工开展针对性教育，落实各项责任制度，消除安全管理的死角，确保煤矿安全生产。

(二)各类煤矿企业要切实落实安全生产的主体责任，加强煤矿安全基础管理。要把“一通三防”作为煤矿安全的重中之重，强化矿井通风管理，确保通风系统可靠，严禁无风、微风、循环风冒险作业。加强煤矿火区的治理，严禁在火区周围进行采掘活动。停产矿井必须做到停工不停风。入井工人必须随身携带自救器。

(三)各级煤矿安全管理部门及有关职能部门要加大监管力度，扎实开展“打非治违”专项行动，加强对企业现场的监督检查，严厉打击煤矿非法、违法组织生产行为，督导企业依法依规组织生产，及时发现和整改安全隐患，切实保护矿工生命安全。要针对事故中暴露出煤矿非法生产问题，制定针对性措施和办法，特别要加强对超层越界、隐蔽工程的专项检查和开工验收管理工作。要按部门职能各司其职，各负其责，形成合力，严厉打击煤矿超层越界，盗采资源的违法行为。

(四)各级行管部门要加强对煤矿生产技术和内业管理，定期对煤矿的交换图纸进行核实，防止私开工作面现象发生。

(五)要加强应急救援队伍建设。针对救护队伍技术力量不强，设备落后，经验不足，未进行针对性地救助演练等问题，要加强队伍建设，配齐充实专业人员，配备专业装备，加强日常训练、演练，提高抢险救灾能力。

(六)加强职工安全培训教育。要进一步加强职工的安全教育培训工作，全面提高职工的自主保安意识和安全责任意识，提高管理队伍的素质，杜绝“三违”现象。黑龙江省政府要组织相关部门在全省开展煤矿安全管理人员持证上岗专项检查，严格矿井安全管理人员的配备和证照管理，实现“人、证、岗” 相符。

(七)要严格执行《生产安全事故报告和调查处理条例》(国务院第493号令)，规范煤矿生产安全事故的报告工作，严厉打击和惩处煤矿发生事故后迟报、漏报、谎报和瞒报行为。

吉林省延边州和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿“4•20”重大瓦斯爆炸事故

2013年4月20日13时26分，吉林省延边州和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿发生一起重大瓦斯爆炸事故，造成18人死亡、12人受伤，直接经济损失1633.5万元。

一、矿井基本情况

（一）矿井概况。

和龙市庆兴煤业有限责任公司（以下简称庆兴煤业公司）属于私营企业，现有四对生产矿井，分别是庆兴煤矿、松下坪井、长才二井、长才二井二区（达里洞井），法定代表人为葛强。庆兴煤矿位于和龙市南坪镇庆兴村境内，始建于1995年11月，1998年7月投产，设计能力15万吨/年，2000年矿井进行技术改造，改造后设计生产能力为30万吨/年，2012年4月重新进行生产能力核定降至12万吨/年。

庆兴煤矿工商营业执照、采矿许可证、安全生产许可证、煤炭生产许可证、矿长资格证和矿长安全资格证均在有效期内。该矿2012年生产原煤7.7万吨。2013年到事故发生前，生产原煤2.9万吨。全矿共有职工180人，分三班作业。

该矿采用斜井片盘开拓，三段提升，采用中央并列式通风方式，主井、副井入风，风井回风。总入风量为2350m3/min，总回风量为2390 m3/min，地面风井安装两台4-72-1/№20B型主要通风机，一台工作，一台备用。2011年经省能源局批复，矿井瓦斯等级鉴定结果为瓦斯矿井，绝对瓦斯涌出量为1.34m3/min，相对瓦斯涌出量为7.06m3/t，煤层自燃倾向性为Ⅱ类自燃，煤尘具有强爆炸性。

（二）违规违法生产情况。

事故发生前，矿井在+246m标高新三段暗绞布臵了2个掘进工作面，分别掘进60米和150米。

该矿隐瞒位于三段暗绞+285m～+74m标高的三处作业地点，其中三段十一路巷道式采煤，三段十二路回撤（回撤前为开两帮出煤）、十五路回撤。三段十一路巷道式采煤工作面开采MC3煤层，煤层平均厚度4.3米，煤层倾角29～37°，从三段十一路车场掘送上下顺槽，在下顺槽掘上山与上顺槽贯通，打眼放炮落煤。采用三台5.5kw局部通风机供风，其中一台给上顺槽供风，二台给下顺槽供风。

该矿采取临时封闭暗绞三段绞车道、提供虚假图纸资料、不上传安全监测监控数据和不为隐瞒区域作业人员发放人员定位识别卡等欺骗手段，故意隐瞒违规违法开采区域，逃避政府及有关部门监管。

吉林八宝煤业有限责任公司“3•29”瓦斯爆炸事故后，省政府于3月30日召开视频会议，要求全省所有煤矿一律停产排查整改事故隐患。会后，庆兴煤业公司虽然将会议精神传达到公司所属矿井，但庆兴煤矿以防止工人流失为由决定不停产，4月1日后，庆兴煤业公司有关领导到该矿下井检查，对违规生产行为没有制止。

迫于上级有关部门频繁检查，该矿在全省煤矿停产整改期间曾停产3天，其余时间一直在违法违规组织生产。4月10日，和龙市煤炭事业管理局对该矿进行复产复工验收时，该矿同样采取打临时密闭方式，隐瞒了三段暗绞绞车道以下三处违规作业地点，以欺瞒手段，骗取监管部门验收合格。

二、事故发生经过和抢险救援过程

4月20日白班，矿井入井作业人员72人，其中新三段区域两个掘进工作面27人、注浆队8人；三段暗绞十一路巷道式采煤工作面12人、三段十二路回撤作业地点5人、三段十五路回撤作业地点3人，其它管理和辅助人员17人。作业人员在技术矿长黄喜春带领下，于8时入井。13时26分，在井下副二段绞车房检修绞车的机电矿长张玉祥听到一声闷响，几秒钟后，绞车房充满灰尘，张玉祥按电话上的呼叫器问发生什么情况，九路人员说发生爆炸了，张玉祥立即向地面调度室报告了事故。生产矿长李继文和安全矿长王文军接到事故报告后，组织人员入井抢救，并向公司总经理刘志刚汇报，请求救护队救援，董事长葛强在到达井口后向和龙市政府报告了事故。

事故发生后，井下人员第一时间组织自救，先后在九路主副井交岔点、三段十一路车场、三段十二路、三段十五路救出9名受伤人员，运送到安全区域。14时42分，庆兴煤业公司矿山救护队接到事故救援电话，15时10分到达矿井并入井救援。经井下侦察确认在九路变电所门口、九路三段暗绞绞车房、三段十一路车场、三段十一路回风道、三段十二路回撤作业地点共有18人遇难，并在三段十二路交岔点处救出3名受伤人员。

延边州、和龙市两级党委、政府及有关部门接到事故报告后，立即启动应急预案，成立抢险救援指挥部，全力组织施救，截止21时10分救援结束，共救出受伤人员12人，遇难人员18人。

吉林省、延边州、和龙市政府积极开展事故善后处理工作，精心治疗受伤矿工，迅速落实相关政策，妥善做好遇难矿工家属的安抚赔偿工作，矿区社会秩序稳定。

三、事故原因和性质

（一）直接原因。

庆兴煤矿违法违规组织生产，蓄意隐瞒作业地点，在+214m标高三段十一路采用国家明令禁止的巷道式采煤方法，未形成全负压通风系统，造成瓦斯积聚，违章放炮引起瓦斯爆炸。

（二）间接原因。

1.企业安全生产主体责任不落实，违法违规组织生产。

（1）拒不执行政府指令，违法违规组织生产。庆兴煤矿拒不执行3月30日省政府视频会议关于所有煤矿一律停产排查整改事故隐患的指令和要求，不但不组织隐患排查整改，而且还在停产整改期间严重违法违规组织生产。为达到违法违规组织生产目的，该矿还于3月30日至4月1日，擅自将地面火药库内2034Kg炸药和4560枚雷管转移到井下，以逃避公安机关火工品收缴。

（2）隐瞒作业区域，逃避监管监察。为逃避政府及有关部门监管，该矿蓄意隐瞒三段暗绞以下作业区域，采取临时封闭暗绞三段绞车道、提供虚假图纸资料、不上传三段暗绞以下作业区域安全监测监控数据和不为隐瞒区域作业人员发放人员定位识别卡等欺骗手段，隐瞒非法开采区域。

（3）矿井技术管理混乱，采用国家明令禁止的巷道式采煤方法。庆兴煤矿依法办矿意识淡薄，不编制作业规程和安全技术措施，随意布臵采掘作业地点；在事故区域采用国家明令禁止的巷道式采煤方法，不能形成全负压通风系统，从而造成瓦斯大量积聚。

（4）安全生产管理混乱，安全主体责任不落实。庆兴煤矿不按规定配齐特种作业人员，瓦斯检查工、安全检查工数量不足，以兼职代替专职；不按规定编制爆破说明书，随意确定炮眼深度、角度、装药量和封孔长度；不认真执行“一炮三检”及“三人联锁”放炮制，违章放炮。

（5）庆兴煤业公司安全责任制形同虚设，对庆兴煤矿的安全管理不到位。庆兴煤业公司安全主体责任不落实，安全管理机构不健全，设臵的安全检查处未配备人员，不能履行安全检查管理职能；不落实省政府停产整改部署和要求，默许和纵容庆兴煤矿违法违规组织生产和采用国家明令禁止的巷道式采煤方法开采。

2.地方政府安全监管责任落实不到位，相关部门未认真履行对庆兴煤矿的安全生产监管职责。

（1）有关部门日常监管工作不到位。

延边州安监局、和龙市煤炭事业管理局煤矿安全监管职责履行不到位，对庆兴煤矿日常监管工作不认真。虽多次对庆兴煤矿进行检查，但没有发现庆兴煤业公司和庆兴煤矿不严格执行安全管理规章制度、安全管理机构不健全、特种作业人员不足、不按要求编制作业规程和安全技术措施、随意布臵采掘作业地点等问题；仅凭矿井管理人员介绍说该区域已经停止作业活动并打了密闭，没有到该区域实地核查，对企业违法违规生产问题没有及时发现并纠正。和龙市公安局在日常监管过程中工作不细致，对庆兴煤矿火工品监管不到位，未能及时发现庆兴煤矿存在非持证人员代签、代领、代发火工品等违法违规问题并作出处理。

（2）对停产整顿期间企业违法违规生产问题失察。吉林八宝煤业有限责任公司“3•29”瓦斯爆炸事故发生后，省政府要求全省煤矿一律停产排查整改事故隐患，延边州安监局、和龙市政府、和龙市安监局、和龙市煤炭局在4月3日对庆兴煤矿检查过程中，检查不认真、不细致，没有发现庆兴煤矿违法违规生产问题。

（3）对停产整改期间煤矿火工品监管不力。和龙市政府落实省政府4月3日“停产期间坚决停供火工品”指示精神不力，部门之间没有沟通配合，未形成对煤矿火工品的监管合力，致使庆兴煤矿井下存有大量火工品，为庆兴煤矿在全省煤矿停产整改期间违法违规生产创造了条件。和龙市公安局落实上级有关煤矿停产整改期间收缴封存火工品的要求不及时、不严格。

（4）对企业隐患排查监督指导不力、复产验收工作不认真。和龙市政府在落实省政府统一部署开展的煤矿停产整改工作中，对企业隐患排查监督指导不力，在对庆兴煤矿验收过程中，不认真、不全面，没有发现庆兴煤矿隐瞒三段暗绞以下作业地点和采用国家明令禁止的巷道式采煤方法问题，给事故的发生留下重大隐患。

（三）事故性质。

经调查认定，吉林省延边州和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿“4•20”重大瓦斯爆炸事故是一起责任事故。

四、对事故有关责任人员和事故单位处理建议

（一）因在事故中死亡，免予追究责任人员。

1.秦成军，放炮员。事故当班不认真执行“一炮三检”及“三人联锁”放炮制，违章放炮，造成瓦斯爆炸。对事故的发生负有直接责任。

2.黄喜春，技术副矿长，负责庆兴煤矿技术和“一通三防”管理工作。未认真履行职责，随意布臵采掘作业地点，在+214m标高三段十一路采用国家明令禁止的巷道式采煤方法，未形成全负压通风系统，造成瓦斯积聚，违章放炮引起瓦斯爆炸。对这起事故的发生负有直接责任。

（二）因涉嫌重大责任事故罪，被公安机关采取强制措施人员。

1.冯道林，和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿通风队长，负责矿井通风管理工作，负责当班井下瓦斯检查工作。未认真履行职责，不按规定检查瓦斯，矿井通风管理不到位。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月3日被刑事拘留，5月13日被取保侯审。

2.邓世林，和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿掘进队队长，负责矿井掘进队工作。未认真履行职责，参与庆兴煤矿违法违规生产决策。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月13日被取保侯审。

3.吴占久，中共党员，和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿采煤队长，负责矿井采煤队全面工作。未认真履行职责，采用国家明令禁止的巷道式采煤方法，参与庆兴煤矿违法违规生产决策。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月3日被刑事拘留，5月27日被取保侯审。

4.张玉祥，中共党员，和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿机电副矿长，负责矿井机电运输管理和安全监控系统安装维护工作。未认真履行职责，在安装三段暗绞以下区域安全监控系统时，故意使监测监控数据不上传，参与庆兴煤矿违法违规生产决策。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月3日被取保侯审。

5.李继文，中共党员，和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿生产副矿长，负责矿井生产管理工作。未认真履行职责，对庆兴煤矿现场生产管理不到位，蓄意隐瞒违法开采区域，采用国家明令禁止的巷道式采煤方法，参与庆兴煤矿违法违规生产决策。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月3日被刑事拘留，5月17日被取保侯审。

6.王文军，中共党员，和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿安全副矿长，负责矿井安全管理工作。未认真履行职责，对庆兴煤矿安全管理不到位，对矿井蓄意隐瞒违法开采区域、采用国家明令禁止的巷道式采煤方法不制止，参与庆兴煤矿违法违规生产决策。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月3日被刑事拘留，5月27日被批准逮捕。

7.张作堂，和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿矿长，负责矿井安全生产全面工作，安全生产第一责任者。未认真履行职责，对庆兴煤矿安全生产管理不到位，蓄意隐瞒违法开采区域，采用国家明令禁止的巷道式采煤方法，主持研究并作出庆兴煤矿违法违规生产决策。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月3日被刑事拘留，5月27日被批准逮捕。

8.孙增科，中共党员，和龙市庆兴煤业有限责任公司副总经理，分管所属煤矿安全管理工作。未认真履行职责，对庆兴煤矿安全管理工作指导检查不到位，对庆兴煤矿蓄意隐瞒违法开采区域、违法违规组织生产、采用国家明令禁止的巷道式采煤方法不制止。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月13日被取保侯审。

9.雷云发，中共党员，和龙市庆兴煤业有限责任公司副总经理兼总工程师，分管所属煤矿技术管理工作。未认真履行职责，对庆兴煤矿技术管理工作指导检查不到位。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月13日被取保侯审。

10.刘志刚，中共党员，和龙市庆兴煤业有限责任公司总经理，负责公司所属矿井全面安全生产工作。未认真履行职责，对庆兴煤矿安全生产工作指导检查不到位，默许和纵容庆兴煤矿蓄意隐瞒违法开采区域、违法违规组织生产、采用国家明令禁止的巷道式采煤方法。因涉嫌重大责任事故罪，2013年5月3日被取保侯审，5月27日被批准逮捕。

以上人员属于中共党员的，待司法机关作出处理后，由有关部门给予相应的党纪处分。

（三）因涉嫌玩忽职守罪，被检察机关立案侦查人员。

1.贾本祥，中共党员，和龙市煤炭事业管理局副局长，分管煤矿安全监管工作。因涉嫌玩忽职守罪，2013年5月6日被刑事拘留，5月17日被批准逮捕。

2.金广杰，中共党员，和龙市煤炭事业管理局副局长，分管煤炭行业管理工作。因涉嫌玩忽职守罪，2013年5月6日被刑事拘留，5月17日被批准逮捕。

3.胡发振，中共党员，和龙市煤炭事业管理局局长，负责和龙市煤炭事业管理局全面工作。因涉嫌玩忽职守罪，2013年4月28日被刑事拘留，5月6日被批准逮捕。

以上人员待司法机关作出处理后，由有关单位按干部人事管理权限及时给予相应的党纪、政纪处分。

（四）建议移送公安机关处理人员。

董振忠，和龙市庆兴煤业有限责任公司保卫处处长，负责公司火工品监督管理和购买工作。对庆兴煤矿火工品监督管理不到位，对该矿存在非持证人员代签、代领、代发火工品的问题未能及时发现和处理；在全省煤矿停产整改期间，不但未积极配合相关部门将庆兴煤矿井下火工品运回地面封存，并且还擅自安排人员将庆兴煤矿地面火药库储存的2034Kg炸药和4560枚雷管运至井下存放，为庆兴煤矿违法违规生产创造条件。对事故发生负有主要责任，建议移送公安机关依法处理。

（五）建议给予党纪、政纪处分人员。

1.葛强，中共党员，和龙市庆兴煤业有限责任公司董事长，法定代表人，安全生产第一责任者。贯彻落实国家有关安全生产法律法规和省政府指令不力，对庆兴煤业公司安全检查处人员不足问题重视不够，未及时配齐安全检查人员；对庆兴煤矿安全生产工作监督检查不到位，没有及时发现和处理庆兴煤矿违法违规生产问题，对事故发生负有重要责任。建议给予党内严重警告处分，建议依法罢免其和龙市人大代表和延边州人大代表职务。

2.蔡甲亮，中共党员，和龙市煤炭事业管理局副总工程师兼行业管理科长，协助局领导负责安全监管、行业管理、“一通三防”工作。对上级有关煤矿安全生产工作要求落实不到位，在对庆兴煤矿日常监管和进行复产验收过程中，检查不细致，未能及时发现并制止庆兴煤矿擅自生产、隐瞒作业地点和采用国家明令禁止的采煤方法等违法行为，对事故发生负有责任。建议给予行政撤职、党内严重警告处分。

3.金虎，中共党员，和龙市公安局治安大队副大队长，负责辖区内民用爆炸物品监管工作。落实监管责任不到位，对庆兴煤矿存在非持证人员代签、代领、代发火工品的问题未能及时发现并作出处理，在停产整顿期间未能积极配合相关部门将庆兴煤矿井下火工品运回地面封存，对庆兴煤矿火工品监管不到位，负有监管责任。建议给予行政记过处分。

4.李福君，中共党员，和龙市公安局治安大队大队长，负责治安大队全面工作。落实监管责任不到位，对庆兴煤矿存在非持证人员代签、代领、代发火工品的问题未能及时发现并作出处理，在停产整顿期间未能积极配合相关部门将庆兴煤矿井下火工品运回地面封存，对庆兴煤矿火工品监管不到位，负有领导责任。建议给予行政记过处分。

5.阚权，中共党员，和龙市公安局副局长，分管治安管理工作。在对辖区内煤矿火工品监管过程中，落实监管责任不到位，对庆兴煤矿存在非持证人员代签、代领、代发火工品的问题未能及时发现并作出处理，在停产整顿期间，未按照上级要求立即封存庆兴煤矿火工品，未积极配合相关部门将庆兴煤矿井下火工品运回地面封存，对庆兴煤矿火工品监管不到位，负有领导责任。建议给予行政警告处分。

6.王禹，中共党员，和龙市政府副市长，分管安全生产工作（事故发生后已被免职），监督指导职能部门履行安全生产监管职责不到位，上级有关煤矿安全生产文件要求没能得到认真彻底落实，对事故发生负有领导责任。建议给予行政记大过处分。

7.金烈，中共党员，和龙市政府市长，负责和龙市政府全面工作，安全生产第一责任人。和龙市政府及相关监管部门对上级安全生产的相关文件规定和要求落实存在不彻底，不到位，不认真等问题，对事故发生负有领导责任，建议给予行政记过处分。

8.杨斌，中共党员，延边州安全生产监督管理局安全监管三处处长，负责全州各类煤矿安全生产监督检查，在执行监管计划对辖区煤矿安全生产工作进行监督检查过程中，未能及时发现并制止庆兴煤矿擅自生产、隐瞒作业地点和采用国家明令禁止的采煤方法等违法行为，对庆兴煤矿监管不到位，负有监管责任。建议给予行政记过处分。

9.倪孝民,中共党员，延边州安全生产监督管理局监察专员，协助分管煤矿安全生产工作的副局长开展工作。在带队对和龙市辖区煤矿停产整改和排查隐患工作进行督查过程中，检查不认真、不细致，未能及时发现并制止庆兴煤矿擅自生产、隐瞒作业地点和采用国家明令禁止的采煤方法采等违法行为，对庆兴煤矿停产整改情况督查不到位，负有领导责任。建议给予行政记过处分。

10.金铉洙，中共党员，延边州安全生产监督管理局副局长, 分管煤矿安全生产工作（事故发生后已被免职）。对上级文件和要求贯彻落实不彻底，对庆兴煤矿监管不到位，负有领导责任。建议给予行政记过处分。

建议和龙市委书记韩先吉向上级党委作出书面检查；建议责成延边州人民政府向吉林省人民政府作出深刻检查。

五、行政处罚建议

1.和龙市庆兴煤业有限责任公司庆兴煤矿违法违规生产引发重大事故，对事故的发生负有责任。依据《〈生产安全事故报告和调查处理条例〉罚款处罚暂行规定》第十六条规定，由吉林煤矿安全监察局对和龙市庆兴煤业有限责任公司处以罚款200万元。

建议由吉林省人民政府相关部门及吉林煤矿安全监察局依法吊销庆兴煤矿有关证照，由和龙市人民政府依法对庆兴煤矿实施关闭。

2.依据《〈生产安全事故报告和调查处理条例〉罚款处罚暂行规定》第十八条规定，由吉林煤矿安全监察局对庆兴煤矿矿长张作堂处以上一年年收入60％的罚款，终身不得再担任煤炭行业的矿长（董事长、总经理）职务，由颁发证照的部门吊销其矿长资格证和矿长安全资格证。

3.依据《〈生产安全事故报告和调查处理条例〉罚款处罚暂行规定》第十八条规定，由吉林煤矿安全监察局对庆兴煤业有限责任公司总经理刘志刚处以上一年年收入60％的罚款，由颁发证照的部门吊销其主要负责人安全资格证。

4.依据《〈生产安全事故报告和调查处理条例〉罚款处罚暂行规定》第十八条规定，由吉林煤矿安全监察局对和龙市庆兴煤业有限责任公司董事长葛强处以上一年年收入60％的罚款。

六、防范措施

（一）切实提高企业依法办矿意识。要切实加强对煤矿企业安全生产法律法规的宣传教育，引导煤矿企业牢固树立以人为本、生命至上的理念，切实增强依法办矿和依法管矿意识。煤矿企业必须严格遵守和认真执行安全生产法律法规、国家安全技术标准，保证安全投入，按规定配齐安全管理机构和人员，落实各岗位安全生产责任制，加强安全教育和培训，认真组织开展隐患排查治理，切实做到安全生产自我约束、自我管理、自我提高。

（二）认真贯彻落实“七条规定”。煤矿企业必须真正落实《煤矿矿长保护矿工生命安全七条规定》，所有煤矿矿长及煤矿安全生产管理人员必须以“七条规定”为准绳，把“生命至上、安全第一”的理念贯穿煤矿生产的全过程。要深入推进煤矿瓦斯防治，有效整治矿井通风系统不合理、治理措施不落实等重大隐患，加强对矿井安全监控系统的日常维护检查，保障系统正常运行监控有效，凡监测监控系统不完善、数据不能按规定上传的，都必须坚决责令停产整顿；要严格执行瓦斯检查制度，配齐瓦斯检查人员，加强瓦斯巡回检查，严禁瓦斯超限作业；要采用正规采煤方法，严禁采用国家明令禁止的采煤工艺，对违反规定使用国家明令禁止的设备和工艺的企业，要从重从严处罚。

（三）切实加强煤矿安全技术管理。煤矿企业要全面加强安全管理，健全各项安全管理规章制度；要按规定配齐安全管理人员，切实强化现场安全管理，严肃查处“三违”行为，加大隐患排查治理力度，确保隐患整治到位；要切实加强技术管理，严格执行安全生产法规标准和规程，严格规程措施的制订、审查、审批和落实，严禁无设计施工、无规程作业；要严格放炮管理，按规定编制爆破说明书，合理确定炮眼深度、角度、装药量和封孔长度等，并认真执行“一炮三检”及“三人联锁”放炮制度，严禁违章放炮。

（四）严厉打击煤矿非法违法生产行为，严肃查处蓄意隐瞒作业地点问题。要认真吸取庆兴煤矿违法违规生产事故教训，切实将“打非治违”作为煤矿安全生产工作的一项重要内容制度化、长期化，做到真正强化政府监管责任，坚决治理纠正违法违规生产作业行为。有关部门要积极开展联合执法，加大对煤矿非法违法生产行为的打击力度，严厉打击拒不执行政府停产整改指令抗拒监管的行为，依法从严从重处罚，直至提请关闭。要严肃查处煤矿蓄意隐瞒作业地点问题，采取明查暗访、突击检查等方式，切实加大执法力度，严防煤矿弄虚作假、逃避检查。

（五）严格煤矿火工品管理。公安机关要严格火工品审批及供应管理，加强与相关部门配合，按照矿井核定的生产能力和工程量需求等实际情况核定火工品使用数量，及时查处煤矿非持证人员代签、代领、代发火工品等违法违规问题。对责令停产整顿的煤矿，要及时收缴封存煤矿火工品，严防煤矿借机利用火工品违法违规生产。

（六）切实加大煤矿安全监管工作力度，做好煤矿复产验收工作。要进一步加强对煤矿安全监管人员的责任意识教育，真正提高监管执法质量，强化监管执法效能，严肃认真的履行煤矿安全监管职责。要不断改进工作作风，加大煤矿安全监管力度，深入查处煤矿违法违规行为，特别是要针对当前全省煤矿普遍处于停产整改的状态，切实做好煤矿停产整改各项工作，严防煤矿停而不整甚至非法违法生产。要强化煤矿复产验收工作，严格执行复产验收标准，确保达到复产验收全覆盖，不留死角，同时要严格履行县、市两级政府初验、复验程序。对验收不合格的坚决不允许恢复生产，确保达到停产整改效果。

第五篇：汽轮机技术问答汽机典型事故处理

1、机组发生故障时，运行人员应怎样进行工作? 机组发生故障时．运行人员应进行如下工作。(1)根据仪表指示和设备外部象征，判断事故发生的原因：(2)迅速消除对人身和设备的危险，必要时立即懈列发生故障的设备，防止故障扩大}(3)迅速查清故障的地点、性质和损伤范围；(4)保证所有未受损害的设备正常运行；(5)消除故障的每一个阶段，尽可能迅速地报告值长、车间主任、以便及时采取进～步对策，防止事故蔓延；(6)事故处理中不得进行交接班，接班人员应拂助当班人员进行事故处理，只有在事故处理完毕或告一段落后，经交接班班长同意方可进行交接班；(7)故障消除后，运行人员应将观察到的现象、故障笈晨的过程和时间，采取消除故障的措施正确地记录在记录本上，(8)应及时写出书面报告，上报有关部门。

2、汽轮机事故停机一般分为哪三类? 汽轮机事故停机般有：(1)破坏真空紧急停机。（2)不破坏真空故障停机。(3)由值长根据现场具体情况决定的停机其中第三娄停机包括减负荷停机。

3、什么是紧急停机、故障停机，由值长根据现场具体情况决定的停机? 紧急停机：设备已经严重损坏或停机速度慢了会造成严重损坏的事故。操作上不考虑带负荷情况，不需汇报领导，可随即打闸，并破坏真空。

故障停机：不停机将危及机组设备安全，切断汽源后故障不会进一步扩大。操作上应先汇报有关领导，得到同意，迅速降负荷停机，无需破坏真空。

由值长根据现场具体情况决定的停机事故判断不太方便，判断不太清楚，或某一系统袁设备异常尚未达到不能减负荷停机的程度。操作上应控制降温、降负荷速度、汽缸温度下降到一定的温度再打闸。

4、区别三类事故停机的原则是什么? 区别三类事故停机的原则是：(1)故障对设备的危害程度和要求的停机速度(2)对设备故障的刿断是否方便清楚。

5、破坏真空紧急停机的条件是什么? 破坏真空紧急停机的条件是：

(1)汽轮机转速升至3360r／min．危急保安器不动作或调节保安系统故障，无法维持运行或继续运行危及设备安全时。(2)机组发生强烈振动或设备内部有明显的金属摩擦声，轴封冒火花，叶片断裂；(3)汽轮机水冲击；(4)主蒸汽管、再热蒸汽管、高压缸排汽管，给水的主要管道或阀门爆破。(5)轴向位移达极限值，推力瓦块温度急剧上升到目5℃时。（6)轴承润滑油压降至极限值，起动辅助油泵无效。(7)任一轴承圆油温度上升至75 ℃或突升至70℃(包括密封瓦，100MW机组密封瓦块温度超过105℃)。(8)任一轴承断油、冒烟。(9)油系统大量漏油、油箱油位降到停机值时。(10)油系统失业不能很快扑灭时。(11)发电机、励磁机冒烟起火或内部氢气爆炸时。(12)主蒸汽．再热蒸汽温度10℃内升、降50℃以上(视情况可不破坏真空)。(13)高压缸差胀达极限值时。

6、故障停机的条件有哪些?

发生下列情况之一，应立即汇报班长、值长，联系电气、锅炉迅速减拉汽轮机负荷、电气解列，故障停机。(1)Mw机组真空降至73 03kPa，125Mw机组和 300Mw机组真空降至63kPa，50MW和100Mw机组真空降至66 7kPa，负荷降至零仍无效时。(2)额定汽压时，主蒸汽温度升高到最太允许值，短时间不能降低或超过最大允许值。(3)主蒸汽温度、再热蒸汽温度过低。(4)主蒸汽压力引高到最大危计值，不能立即恢复时。(5)发电机断水超过30s(300MⅣ机组为20s)，断水保护拒动作或发电机大量鞴水时。(6)厂用电源全部失去。(7)主油泵故障不能维持正常工作时。(8)氢玲系统大量漏氢，发电机内氧压无法维持时。(9)高、中、低压缸差胀达最大允许值，采取措施无救时。(10)凝结水管破裂，除氧器水位迅速下降．不能维持运行时。(11)凝汽器铜管破裂，大量循环水漏人汽侧。

7、紧急停机如何操作? 紧急停机操作如下：(1)撤紧急停机按钮或手动脱扣器，检查高、中压自动主汽门、调节汽门、各抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门应关闭，转速应下降，关闭电动主汽门。(2)发出“注意”、“萍机”信号。(3)起动交流润滑油泵。(4)关闭除氧器进水门，开凝结水再循环门，投^排汽缸喷水。开启给水泵再循环门，关闭中间抽头门。(5)停用射水泵，开启真空破坏门，除与锅炉侧相通的疏水门外，开启汽轮机侧所有疏刀(门，解除旁路系统自动。(6)调整轴封压力，必要时将轴封汽切换为备用汽源供给，给水走液动旁路。(7)倾听机组声音，记录惰走时问。(8)转子静止，真空刊零．睁止向轴封送汽，投人盘车，删量转子弯曲值。(9)完成正常停机的其它各项操作。(10)详细记录全过程及各主要数据 8蒸汽温度的最高限额是根据什么制定的? 蒸汽温度的最高限额的依据是由主蒸汽管、电动主汽门、自动主汽门、调节汽门、联台汽门及调节级等金属材料来决定的。根据材料的蠕变极限和持久强度等性能决定的，当蒸汽温度超过最高限额时，会使金属材料的蠕变速度急剧上升，允许用应力大大下降。所以运行中开：允许在蒸汽温度的上限运行。9新蒸汽的压力和温度同时下降时，为什么按汽温下降进行处理? 新蒸汽压力降低将使汽耗增加，经薪性降低，末级叶片易过负荷t应联系锅炉处理。单元制机组锅炉的处理方法包括减负荷。汽温下降时t汽耗要增加，经跻性降低，除末级叶片易过负荷外，其他压力级也可能过负荷，机组轴向推力增加，且末级湿度增大易发生水滴冲蚀，汽掘突降是水冲击的预兆，所以汽温降低比汽压降低危险。汽温、汽压同时降低耐．如负荷降低，则对设备安全不构成严重危胁，汽温降低规程明确规定了要碱负荷，所以汽温、汽压最时降低，按汽温降低处理比较台理；若不减负荷，末圾叶片过负荷的危险较大。汽韫降低处理中规定，负荷下降到一定的程度是以蒸汽过热度为处理依据的，这时的主要危险是球冲击，汽压降低对设备安全已不构成威胁，当然以汽温降低处理要求进行处理合理。中小型母管制蒸汽系统的机组，汽温、汽压同时降低时，一般规定以汽压下降的规定进行处理。大容量单元制机组的处理则按汽温下降的规定进行处理，这一点在概念上不要混淆。10新蒸汽温度突降有何危害? 蒸汽温度突降，可能是机组发生水冲击的预兆，而水冲击会引起整个机组严重损坏。此外汽温突降还将引起机鲺部件温差增大，鼎应力增大，且降温产生的温差会使金属承受拉应力，其允许值比压应力小得多。降温还会引起动静部件收缩不一，差胀向负值增太，甚至动静之间艘生摩擦，严重时将导致设备损坏，因此在发生汽温突降时，除按规程规定处理外．还应对机组运行情况进行监视与检查。汽温突降往往不是两侧同时发生，所以还要特别注意两侧温差。两侧汽温差超限应根据有关规定处理。11．新蒸汽温度下降应如何处理? 新蒸汽压力为额定值而汽温低于额定值lO℃时，应联系锅炉恢复汽温t低于额定值20℃时，麻限负荷运行，汽温继续下降应接规程规定开启主蒸汽管及本体疏水门，同时汇报值长，联系锅炉运行人员，保持温度降压减负荷。降压减负荷过程中，过热度应不低于150c，否则应故障停机。蒸汽温度降低时，联系锅炉运行人员无效，可采用开旁路降压，必要时投入汽缸冷却，确保高压差胀、缸胀、金属温差在合格范围，如汽温下降较快如1 0Ⅱun内下降50℃，应打闸停机。12．新蒸汽温度升高应如何处理? 新蒸汽温度升高应做如下处理：(1)主蒸汽温度、再热蒸汽温度应在允许范围内变化．超出时应联系锅炉运行人员降低温度。(2)主蒸汽温度或再热蒸汽温度升至最高允许值时，应报告值长、联系锅炉运行』、员迅速采取措施。如规程规定的时间内不能恢复，应故障停机。(3)汽温急剧升高到最高允许值以上，汇报值长，要求立即打闸停机。(4)如主汽温10min内上升50c，应立即打闸停机。13·王蒸汽压力、温度同时下障时，应注意哪些问题? 主蒸汽压力、温度同时下降时，应注意如下问题。(1)主蒸汽压力、温度同时下降时，应联系锅炉运行人员要求恢复正常，并报告值长要求碱负荷。(2)_饩温、汽压下降的过程中，应注意高压缸差胀、轴向位移、轴承振动、推力瓦温度等数值，并应严格监视主汽门、轴封、汽缸结合面是否冒白汽或溅出水滴，发现水冲击时．应紧急停机。(3)主蒸汽压力、温度同对下降，虽有l 50℃过热度，但主蒸汽温度低于调节汽室上部温度50C以上时汇报值长，要求故障停机。14主蒸_气温度、再热蒸汽温度、两侧温差过走有何危害? 由于锅炉原因一使汽轮机高、中压缸两侧进汽温度产生偏差，如两侧汽温差过大，将使汽缸左、右两侧受热不均匀，会产生很大热应力-使部件损坏或缩短使用寿命，热膨胀亦不均匀，致使汽缸动静部分产生中心偏斜，造成动静问摩擦，机组振动，严重时将损坏设备。因此，当两侧汽温差赢太时，应按规程规定进行处理．两侧汽温差超过80c时，应故障停机。15主蒸汽压力过高如何处理? 当发现主蒸汽压力超过允许值时，应联系锅炉运行人员采取洚压措施，对汽轮机也可采取开启旁路，或用电动主闸门节流降压。如不能立即恢复，汽压继续上升到最大允许值，应汇报值长，故障停机。16自荷突变的一般原因有哪些，负荷突变的一般原因如下：(1)发电机或电网故障。(2)锅炉紧急停用。(参数尢幅度下降)(3)危急保安器飞锤动作。(4)电动脱扣器动作：(5)调速油压低于最低允许值。(6)误操作引起保护动作。17自荷突变的故障应如何判断’ 负荷突变的故障应做如下判断：(1)在发电机突然甩掉负荷后，如果负荷表指示在零位，蒸汽流量下降，锅炉安全门曲作，转速上升后叉下降，并稳定在一定转速-说明调节系统可以控制转速，危急保安器设有动作。(2)在机组甩负荷后，如果转速不变．说明发电机来解列。对于装有自动主汽门与发电叽油开关联锁装置的机组只要发电机解列，主汽门即关闭，转速下降 18，汽轮机一般有哪些方面原因容易造成甩负荷? 汽轮机有如下原因容易造成甩负荷。(1)窜轴保护动作。(2)离心调速器钢带断。(3)汽门误关引起甩负荷。(4)调节系统卡涩引起甩负荷。(5)机组保护中的任一保护动作或误动作时。19调节系统发生卡涩现象时，为防止甩负荷，应采取哪些措施? 调节系统发生卡涩现象时，为防止甩负荷，应采取如下措施。(1)加强滤油，油净化装置应iE常投人。(2)减负荷操作应由汽轮机运行人员在就地进行。(3)每次减负荷到要求数值时，再将同步器向增负荷方向倒回接近该负荷下应有的同步器位置附近。(4)请求调度将负荷大幅度交替增减若干欢，以活动词节部套。．(5)必要时可将调节汽门全开，改为变压运行方式，并应定期活动调节汽门，20运行中甩击部分自荷，发电机未与电网解列的象征是什么? 运行中甩去部分负荷，发电机未与电同解列的象征如下：(1)功率表指示突然大幅度降低，词节汽门关小，各监视段压力相应降低。(2)频率正常，主蒸汽压力升高，旁路自动投^ 21运行中甩去部分自荷，览电机未与电网解列应如何处理？ 运行中甩去部分负荷，发电机未与电网解列应做如下处理：(1)检查机组运行情况一切正常后和值长联系，要求迅速增加本机负荷。(2)联系锅炉运行人员，在电网负荷允许的情况下，迅速将本机负荷增加到原来所带负荷的70％以上。(3)调整轴封压力，如除氧器压力太低，应将轴封汽源切换为备用汽源供给。(4)当甩负荷时，给水泵流量低于允许值，应开启再循环门，负荷恢复后，根据给水流量上升情况关闭再循环门。(5)注意旁路运行情况，当负荷上升后，联系锅炉运行人员，停用旁路。(6)检查除氧器、凝汽器及各加热器水位，进行必要的调整。(7)全面检查。22发电机甩负荷到“O”，汽轮机将有哪几种现象' 发电机甩负荷到“0”．汽轮机将有如下现象。(1)汽轮机主汽门关f11，发电机未与电网解列，转速不变。(2)发电机与电网解列，汽轮机调节系统正常，能维持空负荷运行，转速上升又下降到 定值。(3)荷运行，(4)荷运行，发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负危急保安器动作，转速上升后卫下降。发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速。23．汽轮机主汽门关闭，发电机未与电网解列，事故象征有哪些? 汽轮机主汽门关闽，发电机未与电网解列，事故象征如下：(1)汽轮机转速不变，高、中压主汽门，调节汽门，各抽汽逆止门关闭。(2)发电机负荷到零，各监视段压力到零，主蒸汽压力升高。(3)旁路自动投入或根据锅炉要求手动打开。24汽轮机主汽门关闭，璺电机未与电网解列，应如何处理? 汽轮机主汽门关闭，发电机未与电阿解列，庙做如下处理：(1)手揿盘上发电机停机按钮，如有机电联络信号，应发出紧急停机信号。(2)开启高压油泵。(3)旁路系统应自动投入，如未投入可根据锅炉要求手动打开。(4)调整凝汽器水位、轴封汽压力、给水压力、除氧器压力l殛水位。若除氧器汽源不足，应切换备用汽源供轴封汽。(5)完成故障停机的有关主要操作。(6)迅速查清汽轮机跳闸原因，如属保护正确动作，则应将机组停下，待事故原因查明并清除后方可重新起动。如果查出属于保护误动作，经领导同意后再起动，在投保护前，应由热工人员查明原因，消除缺陷。25发电机与电网解列，汽轮机调节系统能维持空自荷运行的事故象征有哪些? 发电机与电网解列，汽轮机调节系统能维持空负荷运行的事故象征如下：(1)负荷到“0”，发电机解列，电超速保护动作，信号牌亮；抽汽逆止门关闭，信号牌亮。(2)高、中压调节汽门关后卫开启至空转位置，转速上升后又下降，稳定在一定数值。(3)

一、二级旁路开启(减温水故障，不得投用旁路)。(4)汽轮机运行声音突变，并变轻。(5)二次油压低并发出报警信号。26发电机与电网解列，调节系统能维持空女荷运行的事故应如何处理? 发电机与电网解列，调节系统能维持空负荷运行的事故应做如下处理(1)判断事故原因，检查保护动作翻牌项目。(2)确认汽轮机本体无故障，用同步器调整转速至 3000r／『flln．(3)关小凝结水至除氧器进水调整门．开启凝结水再循环门，保证凝汽器水位，开排汽缸喷水装置。(4)轴封汽源不足应切换为备用汽源供给，(5)检查旁路是否动作，若未动作，可根据事故状况及锅炉要求开启或停用旁路系统。(6)开汽轮机本体与各级抽汽疏水门热蒸汽管冷、热段疏水门。(7)手动关闭各级抽汽逆止门和各高电动门。开主蒸汽管、再低压加热器进汽(8)检查轴向位移，高压缸差胀、主蒸汽参数等数值和推力瓦回油温度．测量机组振动。(9)如机组各部正常，联系电气，迅速并列带负荷。(10)机组甩负荷恢复过程中．主蒸汽温度应尽量提高，机组不宜在较低主蒸汽温度下运行，同时带负荷要快。27．发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空女荷远行，危急保安器动佧的象征有哪些?(一)负荷到“0”，主蒸汽压力升高，蒸汽流量表指示接近零。(2)机组声音突变；高、中压=E汽门，调节汽门关闭，各抽汽逆止门关闭，并发出信号；转速升高后叉下降，危急保安器动作，危急保安器指示“遮断”。(3)旁路系统自动投入(因真空降低，保护动作跳机或减温水故障，应立即停用旁路)。28发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能堆持空负荷运行，危急保安器动作的事故应如何处理?(1)起动高压油泵。(2)根据锅炉要求投人旁路系统。(3)判断事故原因，确认汽轮机本体无故障，用起动阀挂闸，升速用同步器维持转速30∞r／„(有的机组装有发电机油开关与解脱滑阁电磁解脱器联锁装置，即发电机油开关跳闸，联动自动主汽门关闭。这样的机组甩负荷后，即使危急保安器未动作，自动主汽门也关闭。操作上应断开联锁开关，重新挂闸，保持3000r／„，等待并同。如果联锁开关不断开，解脱滑阀电碰解脱器在吸台状态，是不能挂闸的。(4)联系电气，迅速并列带负荷，如短时间内不能恢复应立即故障停机。29·发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能堆持空负荷运行，危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速的象征有哪些?(1)负荷到“O”，各监视段压力下降到空载数值，汽轮机转速升高到3330r／„以上，诟I节汽门关小到空载数值左右。(2)主蒸汽压力升高，旁路自动投人运行。(3)机组声音异常(转速升高发出的声音)。(4)一次油压升高。30·发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负荷远行，危急保安器拒绝动作，造成汽轮机严重超速事故应如何处理(1)迅速手揿控制表盘上事故按钮或手打脱扣器，关闭高、中压自动主汽门、调节汽门、各抽汽逆止门。(2)进行上述操作后，如转速仍不下降，应关闭三、四殷抽汽门和电动主汽门，并破坏真空，使转速下降。(3)起动润滑油泵。(4)完成故障停机的其他操作。(5)查明并消除造成严重超速的原因后，作超速试验，危急保安器动作转速合格后，机组万能重新并网。31调节系统不能维持空自苻毒行厦甩自荷时引起危急保安器动作有哪些原固? 调节汽门漏汽及调节系统不正常是调节系统不能维持空负荷运行醴甩负荷时引起危急保安器动作的主要原因。其中调节系统工作不正常原因较多，如同步器下限太高致使调节汽门关不严。另外当速度变动率过大，在负荷由满负荷甩至零负荷时，转速上升超过危急保安器动作转速，此外调节系统连杆卡涩、调节汽门#住，调节系统迟缓率过太，在甩负荷时也会引起危急保安器动作。32活动自动主汽九时造成主汽门误关应如何处理? 如果高压自动关闭器活动装置不良，进行主汽门活动试验时，往往造成一侧主汽门全关，甩去部分负荷。此时应迅速退回该侧试验手轮到原来位置，手摇同步器，使调节汽门垒关，这时自动主汽门前后压差消失，使自行开启，然后开大调节汽门，恢复原来工况(1 25Mw、1200Mw机应采用专用工具顶点或停机处理)。33．锅炉熄火应如何处理’ 发现锅垆熄火应立即联系电气降负荷至2Mw左右。关闭绘水泵中间抽头门，开启主、再熟蒸汽管道疏水，注意榆查开启旁路疏水；开启给水泵及凝结水泵再循环门，保持除氧器及凝汽器水位；根据排汽温度投^后缸喷水，调整轴封压力，必要时轴刳汽切换为备用汽源供给；检查差胀、轴向位移、机组振动的变化情况；特别要注意主、再热蒸汽温度的变化，同时要考虑炉侧主、再热蒸汽温度的变化，当机、炉侧任一土、再热蒸汽温度l 0„内降低50c，应立即打闸停机，起动l岛压调逮油泵。锅炉点火成功，主、再热蒸汽温度至少应与汽缸温度相同，有条件也应高于汽缸温度50(、，但主、再热汽温不血超过额定值．方可恢复。确定旁路疏水疏尽投人旁路系统。恢复过程中，应缓慢于摇起动阎，检查自曲主汽门盟调节汽门开启晴况，使转速缓慢均匀升到j。r 0 „，作短暂停留，待主、再热蒸汽温度逐渐回升后，再平稳升速至30。r／„。全面检盘无异常后，停高压油泵，联系电气迅速并列，逐渐带负荷，恢复原工况运行。34一台机组一段6kV厂用电源失电和二段都失电时的处理原则有什么不同? 段厂用电源失电，如处理口：确，则可保持机组一半负荷左右，因此失电后应作以下处理：(1)应首先柃查有关备用辅机自动联锁正常．否则应手动投人，盱开失电辅机开关。(2)维持给水压力正常。(3)对于循环水开式循环系统的机组，还应通知邻机增开循环水泵及按规定调节循环水进出水门和循环水联通门。(4)注意涮节轴封汽及各油、水、风温度。二段同时失电．机组已无法维持运行，娅理原则是：(1)按不破坏真空故障停机，但不得向凝汽器排汽排水。(2)应投用直流润滑油泵、直流密封泊泵，维持轴承供油。(3 J断开失电辅机起动开关及白起动联锁开关。（4、关闭循环水母管联通门。(5)对于一些必须操作的电动门、调整门进行手动操作(6)不得开启本体及管道疏水门。(7)排汽温度高于50C时．不得进循环水。(8)转子静止后，应手动定期盘动转子180。(9)用电恢复后，动力设备应：匿台开启运行。35厂用电中断为何要打闸停机? 厂用电中断，所有的电动设备都停止运转，汽轮机的循环水泵、凝结水泵、射水泵都将停止，真空将急剧下降，处理不及时，将引起低压缸排大气安全门动作。由于冷油器失去冷却水，润滑油温迅速升高，水玲泵的停止又引起发电机温度升高，对双水内冷发电机的进水支座将园无水冷却和润滑而产生漏水，对于氢冷发电机、氧气温度也将急剧上升，给水泵的停止，又将引起锅炉断水。由于各种电气仪表无指示，失去监视和控制手段。可见，厂用电全停，汽轮机已无法维持运行，必须立即起动直流润滑油泵，直流密封油泵，紧急停机． 36厂用电失云时，为什盘要规定至少一台原运行循环水泵在1„内不能解除联锁? 厂用电中断，有可能在短时问内恢复供电，循环水泵起动开关放在起动位置，厂用电恢复时，循环水泵能自动开启供水，可缩短事故处理时间。考虑到其它辅机起动开关若都置起动位置，厂用电恢复时都同时起动，厂用电电流太大，厂变压器及熔丝都吃不消，所以在厂用电失电后，其它辅机的起动开关都直放断开位置 37．厂用电部分中断的象征有哪些? 部分6kV或4∞V厂用电中断，备用泵自投人，凝汽器真空下降，负荷下降。38部分厂用电中断应如何处理? 部分厂用电中断应做如下处理：(1)若备用设备自动投入成功．复置各开关，调整运行参数至正常。(2)若备用设备未自动投人，应手动启动(无备用设备，可将已跳闸设备强制合闸一次．若手动起动仍无效，降负荷或降负荷至零停机，同时应联系电气，尽快恢复厂用电，然后再进行起动。(3)若厂用电不能尽快恢复，超过1„后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关，注意机组情况，各监视参数达停机极限值时，按相应规定进行处理。(4)若需打闸停机，应起动直流润惜油泵及直流密封油泵。39厂用电全部中断的象征有哪些? 交流照明灯灭，事故照明灯亮；事故喇叭报警；运行设备突然停止；电流表指示到“O”；备用设备不联动；主蒸汽压力、温度、凝汽器真空下降。40厂用电中断应如何处理’ 厂用电中断应做如下处理：(1)起动直流润滑油泵、直流密封油泵．立即打闸停机。(2)联系电气，尽快恢复厂用电，若厂用电不能尽快恢复，超过1„后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关。(3)设法手动关闭有关调整门、电动门。(4)排汽温度小于50e时，投^凝汽器冷却水，若排汽溢度超过jO c，需经领导同意，方可投^凝汽器冷却水(凝汽器投入冷却水后，方可开启本体丑管道疏水)。(5)厂用电恢复后，根据机组所处状态进行重新起动。切记：动力设备应分别起动，严禁瞬间同时起动大客量辅机，机组恢复并网后，接带负荷速度不得大于10Mw／„。4l真空下降的原因有哪些? 真空下降的原因包括：(1)循环水中断或水量突减，系统阀门误动作。(2)凝汽器水位升高。(3)轴封汽源不足或轴封汽源中断(水控逆止门谩动作)。(4)射水抽气嚣工作失常射水泵故障或射水箱球位降低，永温过高(超过30℃)。(5)真空系统管道部件及法兰结合面不严密，祸入空气。（6)排汽缸安垒门薄膜损坏。(7)旁路系统误动。(8)稳压水箱水位过低。42哪些原因造成的真空下降需要增开射水泵? 如下原因造成的真空下降需要增开射水泵：(1)真空系统漏空气．要增开射水泵并投用备用抽气器备用射水泵逆止门关不严．出水门卫关不曝，或射水泵出水母管泄偏，射水泵有缺陷，造成射水母管压力低时。(3)射艰抽气器喷嘴阻塞，需要提高射水母管压力冲喷嘴时。43为什A真空降低到一定数值时要紧急停机? 真空降低到一定数值时要紧急停机的原因有：（1、由于真空降低使轴向位移过大，造成推力轴承过负荷而磨损。(2)由于真空降低使叶片园蒸汽流量增大而造成过负荷(真空降低最后几级叶片反动度要增加)。(3)真空降低使排汽缸温度升高．汽缸中心线变化易引起机组振动加大。(4）为了不使低压缸安全门动作，确保设备安全，故真空降到一定数值时应紧急停机。44判明真空系统是否艏漏，应检查哪些地方’ 判别真空系统是否泄漏应检查如下地方：(1)检查低压缸排汽安全门完整、无吸气。(2)检查真空破坏门关闭，不泄漏。(3)检查凝汽器汽侧放水门关闭，不泄漏。（4)检查真空系统的水位计不破裂、泄漏。(5)检查真空系统阀门的承封、管道、法兰或焊口有否不严密处，尤其是膨胀箱或锅炉起动分离器至凝忾器的管道及阀门。(6)检查真空状态的抽汽管道与汽缸连接的地方是否潴空气，此处漏空气在负荷降低时真空下降，负荷升高后真空稍有回升。(7)检查处于负压状态下的低压加热器水位是否正常，放地沟门是否严密。(8)检查调速给水泵的重力回水是否导人凝汽器，如果回水量鞍小，水封袋封不住应将给水泵密封水重力回水倒至地淘。45．真空下降应如何处理? 真空下降应做如下处理：(1)发现真空下降，应校对排汽温度表及其它真空表，查明原因，采取对策，起动备用射水泵，投人射水抽气器，真空下降至87kPa(6jommHg)时，及时汇报，设法恢复真空。(2)真空下降至87kPa时，应筮警报。如继续下降，每下降1 33kPa(10mmHg)降负荷2()Mw。(3)真空下降到停机值时，保护未动作，应进行故障停机。(4)因真空降低而被迫故障停机时，不允许锅炉向凝汽器排汽水。46．汽轮机发生水冲击的原因有哪些? 汽轮机发生水冲击的原因有：(1)锅炉满水或负荷突增，产生蒸汽带水。(2)锅炉燃烧不稳定或调整不当。(3)加热器满水，抽汽逆止门不严。(4)轴封进水。(5)旁路减温水误动作。(6)主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动 47汽轮机发生水冲击时曲什幺要破坏真空紧急停机? 因为水冲击会损坏汽轮杌叶片和推力轴承。水的密度比蒸汽大得多，随蒸汽通过喷嘴时被蒸汽带至高速，但速度仍低于正常蒸汽速度，高速的永以极大的冲击力打击叶片背部，使叶片应力超限而损坏，水打击叶片背部奉身就造成轴向推力大唔度升高，此外，水有较大的附着力，会使通流部分阻塞，使蒸汽不能连续向后移动，造成各级叶片前后压力差增大，并使各级叶片反动度猛增，产生巨大的轴向推力，使推力轴承烧坏，并使汽轮机动静之间摩擦碰撞损坏机组。为防止机组严重损坏，汽轮机发生水冲击时，要果断的破坏真空紧急停机。48汽轮机发生水冲击的象征有哪些? 汽轮机笈生水冲击的象征包括：(1)主、再熟蒸汽温度10九内下降50c或50℃以上。(2)主汽门法兰处、汽缸结合面，调节汽门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠。(3)蒸汽管道有水击声和强烈振动。(4)负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大。(5)轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。49汽轮机发生水冲击应如何处理? 汽轮机拉生水冲击应做如下处理：(1)起动润滑油泵，打闸辱机。(2)停射水泵，破坏真空，给水走液动旁路，稍开主汽管向大气排汽门。除通锅炉以外疏水门外，全开所有疏水门。(3)倾听机内声音，测量振动，记录惰走时间，盘车后测量转于弯曲数值，盘车电动机电流应在正常数值且稳定。(4)惰走时间明显缩短或机内有异常声音，推力瓦温度升高．轴向位移、差胀趣限时，不经检查不允许机组重新起动。50曲防止发生水冲击，在运行维护方面着重采取哪些措施? 为防止发生水冲击，在运行维护方面应着重采取如下措施(1)当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视，一旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降50 c时，应按紧急停机赴理。(2)注意监视汽缸的金属温度变化和Ⅲ热器，凝汽器水位，即使停机后也不能忽视。如果发觉有进水危险时，要立即查明原因，迅速切断可能进水的水源。(3)热态起动前，主蒸汽和再热蒸汽管要充分暖管，保证疏水畅通。（4)当高压加热器保护装置发生故障时，加热器不能投入运行。运行中定期检查加热器水位调节装置及高水位报警，应保证经常处于良好状态。加热器管柬破裂时，应迅速关闭汽轮机抽汽管上的相应汽门及逆止一，停止发生故障的加热器。(5)在锅炉熄火后蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，不应向汽轮机供汽。如因特殊需要(如快速冷却汽缸)应事先制定可靠的技术措施。(6)对除氧器水位加强监祝，杜绝满水事故发生。(7)滑参数停机时，汽温、汽压按照规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。(8)定期检查再热蒸汽和I、【级旁路的减温水门的严密胜，如发现泄漏应及时检修姓理。(9)只耍汽轮机在运转状志，各种保护就必须投^，不得逞出。(10)运行人员应该叫确，在汽轮机低转速下进水，对设备的威胁更大，此时尤其要监督汽轮机进永的可能性。5l汽轮发电机组振动的原固有哪些? 汽轮机在运行中，机组筻生振动的原因是复杂的，是多方面的。归纳如下：(1)润滑油压下降，油量车足。(2)润滑油温度过高或过低，油膜振荡。(3)油中进水，袖质乳化。(4)油中含有杂质，使轴瓦钨金磨损，或轴瓦间隙不合格。(5)主蒸汽温度过高或过低。(6)起动时转予弯曲值较大，超过了原始数值。(7)运行中除氧器满水，使轴端受冷而弯曲。(8)热态起动盱，汽缸金属温差大，致使汽缸变形。(9)汽轮机叶轮或隔板变形：(10)汽轮机滑销系统卡涩，致使汽缸膨胀不出来。(11)汽轮『几起动中，高、中压汽封处动静摩擦并伴有火花。(12)汽轮发电机组中心不正。(13)汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动(14)运行中叶片损坏或断落。(15)威磁机工作失常。(16)汽流引起激振； 52汽轮机运行中怎样监督机组振动的变化? 汽轮机运行中监督机组振动变化的方法有：(1)正常运行时，每一班测量一次轴承三个方向的振动，并记^专用的记录薄中。(2)在运行中机组突然发生振动时，较为常见的原固是转子平衡恶化和油膜振荡。如汽缸有打击声(有时听不到)，振动增大后很快消失或稳定在较以前高的振幅数值，这是掉叶片或转子部件损坏的象征。如轴承振动增大较快，可能是气缸上下温差过大，或主蒸汽温度过低引起水冲击，引起动静部分摩擦，使转子产生热弯曲的象征．这时应立即停机。如轴承振动突然升高，笋且轴瓦伴有敲击声，可能是发生了油膜振荡。这时无须立即停机，首先是减少有功或无功负荷。若振动仍不减少再停机。53在起动过程中，如何监督机蛆的振动? 在起动过程中，监督机组振动的方法有：(1)投有振动表，汽轮机不应起动。(2)下列各项中有任何一项不符合规定时，禁止冲动转子 太轴晃动度、上下汽缸温差、相对胀差及蒸汽温度。(3)检修后机组起动过程中，在中速暖机时，必须测量机组各个轴承的振动。以后每次起动时，在相同的转速下测量振动，做好记录、发现振动变化大时，应查明原因，延长暖机时间。(4)在起动升速时，应迅速平稳的通过临界转速。中逮以下，汽轮机的任一轴承若出现O 03mm以上的振动值，应立即打闸停机．找寻原因： 54汽轮机振动有几十方向?一般哪A方向最走? 汽轮机振动方向分垂直、横向和轴向三种。造成振动的原因是多方面的，但在运行口集中反映的足轴的中心不正或不平衡、油膜不正常，使汽轮机在运行中产生振动，故大多数是垂直振动较太，但在实际测量中，有时横向振动也较大。55汽轮机膨胀不均匀为什：&会引起振动?如何判断振动是否由于膨胀不均匀造成的? 汽轮机膨胀不均匀，通常是由于汽缸膨胀受阻或加热不均匀造成的，这时将会引起轴承的位置和标高发生变化，从而导致转子中心发生变化。同日相!会减弱轴承的支承刚度，改变轴承的载荷，有时还会引起动静部分摩擦，所以在汽轮机膨胀不均匀时会引起机组振动。这类振动的特征，通常表现为振动随着负荷或新蒸汽温度的升高而增大。但随着运行时间的延长(工况保持不变)，振动逐渐减小，振动的频率和转速一致，渡形呈正弦渡。根据上述特点，即可判断振动是否由于膨胀不均匀造成的。56机蛆振动有哪些危害? 由于汽轮发电机组是高速回转设备，因而在正常运行时，通常有一定程度的振动，但是当机组发生过太的振动时存在以下危害：(1)直接造成机组事故：如机组振动过大，发生在机头部位，有可能引起危急保安器动作，而发生停机事故。(2)损坏机组零部件：如机组的轴瓦、轴承座的紧固螺钉及与机组连接的管道损坏。(3)动静部分摩擦：汽轮机过太的振动造成轴封及隔板汽封磨损，严重时磨损造成转子弯曲，振动过太发生在发电机部位，则使滑环与电刷受到磨损，造成发电机励磁机事故。(4)损坏机组转于零部件：机组转子零部件松动或造成基础松动及周围建筑物的损坏。由于振动过大的危害性很大，所以必须保证振动值在规定的范围内。57大型汽轮发电机蛆的振动现象通常具有哪些特点? 大型汽轮发电机组的振动现象通常具有如下特氰(1)每个转子均具有自己的临界转速，轴系又有l临界转速，机组的临界转速分布复杂。在升速过程中需越过很多个临界转速和共振转速．以致在起动的过程中很难找到一个音适的暖机转速。(2)由于汽轮发电机组轴系及其连接系统的复杂性，转子质量不平衡造成的机组振动问题比较突出。(3)油膜自澈振荡和间隙振荡使汽轮发电机组容易出现不稳定的振动现象。58机组振动应如何处理' 机组振动应做如下处理．(1)汽轮机突然发生强烈振动或清楚听出机内有金属摩擦声音时，应立即打闸停机。(2)汽轮机轴承振动超过正常值0 03mm以上，应设法消除当发现汽轮机内部故障的象征或振动突然增加 O 05mm时，或缓慢增加至0]mm时，应立即打闸停机。(3)机组异常振动时．应检查下列各项：①蒸汽参数、真空、差胀、轴向位移，汽缸金属温度是否变化；②润滑油压、油温、轴承温度是否正常。(4)引起机组振动的原因较多，因此值班人员发现振动增大时，要及时汇报，并对振动增大时的各种运行参数进行记录，以便查明原因加以消除。59为加强对汽轮发电机组振动的监管。对运行人员有哪些要求? 为加强对汽轮发电机组振动的监管，对运行人员的要求如下：(1)运行人员应学习和掌握有关机组振动的知识：明了起动、运行和事故处理中关于振动产生的原因，引起的后果及处理方法。运行八员还应熟悉汽轮发电机组轴系各个临界转速，并掌握在升速和降速过程中各临界转速下每个轴承的振动情况。(2)测量每台汽轮发电机组的振动，最好要有一块专用的振动表。振动表应定期校验。每次测量振动时，应将表放在轴承白勺同一位置，以便于比较，在起动和运行中对振动要加强监督。60油膜振荡的象征特点有哪些? 典型的油膜振荡现象发生在汽轮发电机组起动升速过程中，转于的第一阶段l临界转速越低，其支持轴承在工作转速范围内发生油膜振荡的可能就愈大，油膜振荡的振幅r匕半速涡动要大得多，转子跳动非常尉烈，而且往往不是一个轴承和相邻轴承，而是整个机组的所有轴最都出现强烈振动，在机组附近还可以昕到“咚咚”的撞击声，油膜振荡一旦发生，转于始终保持着等于临界转速的涡动速度，而不再随转速的升高而升高，这～现象称为油膜振荡的惯性效应。所以遇到油膜振荡发生时，不能像过l临界转速那样，借提高转速冲过去的办法来消除。61．油膜振荡是怎样产生的? 油膜振荡是轴颈带动滑油速流动时，高速油流反过来激励轴颈，使其发生强烈振动的一种自激振动现象。轴颈在轴承内旋转时，随着转速的升高，在某一转速下，油膜力的变化产生一失稳分力，使轴颈不仅绕轴颈中心高速旋转，而且轴颈中心本身还将绕平衡点甩转或祸动。其涡动频率为当时转速的一半。称为半速涡动。随着转速增加，涡动频率也不断增加，当转于的转速约等于或大于转子第一阶临界转速的两倍时，转子的涡动频率正好等于转于的第一阶临界转速。由于此时半速涡动遣一干扰力的频率正好等于轴颈的固有颧率。便发生了和共振同样的现象，即轴颈的振幅急剧放大，此时即发生了油膜振荡。62为防止机组发生油膜振荡，可采取哪些措施? 为防止机组发生油膜振荡，可采取的措拖如下：(1)增加轴最的比压。可以增加轴承载荷，缩短轴瓦长度，以及调整轴瓦中心来实现。(2)控制好润滑油温，降低润滑准的粘度。3)将轴瓦顶部间隐减小到等于或略小干两侧间隙之(4)各顶轴油支管上加装逆止门 63什2是自激振动?自激振动有哪些特点? 自激振动叉称为负阻尼振动。也就是说振动本身运动所产生的阻尼非但不阻止运动，反而将进一步加剧这种运动。这种振动与外界激励无关，完全是自己激励自己。故称为自辙振动； 自激振动的主要特征是振动的频率与转子的转速不符，而与其临界转速基本一致。振动波形比较紊乱，并含有低频谐波。64试连摩擦自激振动的特点? 由动静部分摩擦所产生的振动有两种形式：一是摩擦涡动，另一是摩擦抖动。动静部分发生接触后，产生了接触摩擦力，使动静部分再次接触，增大了转于的涡动，形成了自激振动。与其他自激振动相比，其主要的特点就是涡动的方向和转动方向相反。即振动的相位是沿着转动方向的反向穆动的，振动的波形和频率与其它自激振动相同。65轴向位移增大的原固有哪些? 轴向位移增大的原因有：(1)主蒸汽参数不台格，汽轮机通流部分过负荷(2)静叶片严重结垢。(3)汽轮机进汽带水。(4)凝汽器真空降低(5)推力轴承损坏，(6)汽轮机单缸进汽 66蒸汽带水为什2会使转子的轴向椎力增加? 蒸汽对动叶片所作用的力，实际}可以分解成两个力，一个是沿圆周方阿的作用力F一个是沿轴向的作用力F。F。是真正推动转子转动的作用力，而轴向力F；作用在动叶上只产生轴向推力。这两个力的大小比例取决于蒸汽进A动叶片的进汽角wt，叫越小，则分解到圆周方向的力就越大，分解到轴向上的作用力就越少；m．越大．刚分解到圆周方向上的力就越小，分布到轴向上的作用力就毯大．而湿蒸汽进人动叶片的角度比过热蒸汽进人动叶片的角度大得多。所以说蒸汽带水会使转于的轴向推力增大。67轴向位移增大的象征有哪些々轴向位移增大的象征如下．(1)轴向位移表盘指示增大或信号装置报警(2)推力瓦块温度升高。(3)机组声音异常，振动增大。(d)差胀指示相应变化。68轴向位移增大应如何处理? 轴向位移增大应做如下处理：(1)发现轴向位移增大，立即核对推力瓦块温度并参考差雕表。检查负荷、汽温、汽压、真空、振动等仪表的指示；联系热工，检查轴向位移指示是否正确；确证轴向位移增大，联系电气运行人员减负荷不超过规定值。(2)检查监视段压力不应高于规定值，超过时报领导。汇报班长、值长、维持轴向位移一级抽汽压力、高压缸排汽压力、联系电气运行人员降低负荷，汇(3)如轴向位移增大至规定值以上而采取措施无效，并且机蛆有不正常的噪声和振动，应迅速破坏真空紧急停机。(4)若是发生水冲击引起轴甸位移增大或推动轴承损坏，应立即破坏真空紧急停机。(5)若是主蒸汽参数不合格引起轴向位移增大，应立即要求锅炉调整，恢复正常参数。(6)轴向位移选停机极限值。轴向位移保护装置应动作，若不动作，应立即手动脱扣停机。69油压和油箱油住同时下降的一般原困有哪些? 压力油管(漏油进A油箱的除外)大量漏油。主要是压力油管破裂，法兰处漏油，冷油器铜管破裂，油管道放油门误开等引起。70油压和油箱油位同时下降应如何处理’ 油压和油箱油位同时下降血做如下处理：(1)检查高压或低压油管是否破裂漏油，压力油管上的放油门是否误开，如误开应立即关闭，狰油器铜管是否大量潺油。(2)冷油器铜管大量漏油，应立即将漏油冷油器隔绝井通知检修人员捉漏检修。(3)压力油管破裂时，应互即将褥油(或喷油)与高温部件临时隔绝，严防发生火灾，并设法在运行中消除。(4)通知检修加油，恢复油箱正常油位。(5)压力油管破裂大量喷油，危及设备安全或无法在运行中消除时，祀报值长，进行故障停机，有严重火灾危险时，应按油系坑着火紧急停机的要求进行瞟作。71油压正常，油箱油位下降的原因有哪些? 油压正常，袖箱油位下降的原团如下：(1)油箱事故放油门、放水门或准系统有关放油门、取样门误开或泄漏、或净油器水抽工作失常。(2)压力油回油管道、管道接头、阀门漏油。(3)轴承油档严重漏油，(4)冷油器管芯一般漏油。72油压正常，油箱油住下降应如何处理? 油压正常，油箱油位下降应做如下处理：(1)确定油箱油位指示正确。(2)找出漏油点，消除漏油。(3)执行防火措施。(4)联系检修加油，恢复油箱正常油位。(5)如采取各种措施仍不能消除漏油，且油箱油位下降较快，无法维持运行时，在油箱油位未降到最低停机值以前应汇报值长，起动交流油泵进行故障停机。油箱油位下降到最低停机值以下，应破坏真空．紧急停机。73油压下降，油箱1由位不变时应如何检查与处理? 油压下降，油箱油位不变时，应做如下检查与处理(1)检查主油泵工作是再-正常，进口压力应不低于 O 08MPa，如主油泵工作失常，应汇报值长，必要时应婿急停机。(2)检查注油器工作是否Ⅱ．常，油箱或注油器进口是否堵塞。(3)检查油箱或机头内压力油管是否漏油，发现漏油应汇报班长、值长，进行耜应处理。(4)检查备用油泵逆止门是否祸油，如漏油影响油压，应关闭该油泵出油门，并解除其自起动开关，通知检修消除缺陷。(5)检查过压阀是否误动作．主油泵出口疏油门、油管放油门是否误开．并恢复其正常状态。(6)检查冷油器滤网压差，如超过O 06MPa，应切换备用玲油器，清洗滤网，无备用冷油器，需隔绝压差超限的滤网清洗，润滑油压下降至0．05MPa应起动交流润滑油泵，下降至O 04MPa应起动直流润滑油泵并打闸停机，否则应破坏真空紧急停机。调速油压降低可旋转刮片滤油器几圈，并注意调节系统工作是否正常。润滑油压降低应注意轴承油流、油温等，发现异常情况应进行处理。74．油箱油住升高的原固有哪些? 油箱油位升高的原因是拙系统进水，使水进人油箱。袖系统进水可能是下列原因造成的：(1)轴封汽压太高。(2)轴封加热器真空低。(3)停机后玲油器水压太‘F油压。75油箱油位升高应如何北理? 油箱油位升高应做如下处理：(1)发现油箱油位升高，应进行油箱底部放水。(2)联系化学车间，化验油质。(3)调小轴封汽量，提高轴封加热器真空。(4)停机后，停用润滑油泵前，应关闭冷油器进水门 76调速油泵工作失常应如何处理? 调速油泵工作失常应做如下处理：(1)汽轮机在起动过程中，转速在2500r／n'_n以下时，调速袖泵发生故障，应立即起动润滑油泵停机。(2)转速在25∞r／„以上时，应立即起动润滑油泵．迅速提高汽轮机转速至3。o。r／„。(3)转速在2500r／mIn以下，调速油泵发生故障，若起动交直流油泵也发生故障，直迅速破坏真空紧急停机。77油系统着火的原固有哪些? 油系统着火的原因如下(1)油系统漏油，一旦漏油接触到高温热体，就要引起火灾。(2)设备存在缺陷，安装、检修、维护叉不够注意，造成油管丝扣接头断裂或脱落，以及由于法兰紧力不够。法兰质量不良或在运行中发生振动等，均会导致漏油。此时如果附近有未保温或是保温不良的高温热体，便会引起油系统着火。(3)由于外部原因将油管道击破，漏油喷到热体上，也会造成火灾。78油系统着足甘润滑油系统运行有何规定? 油系统着火对润滑油系统运行有如下规定：(1)油系统着火紧急停机时．只允许使用润滑油泵进行停机，(2)如润}旨油系统着火无法扑灭时，将交直流润滑油泵自起动开关联锁解除后，可降低稠惜油压运行，A势特别严重时，经值长同意后可停用润滑准泵。(3)油系统着火，火势严重需开启油箱事故放油门时，应根据情l兄调节事故放油门，使转子停止前，润精油不中断。79油系统着火应如何处理? 油系统着火应做如下处理：(1)发现油系统着火时，要迅速采取措施灭火，通知消防队并报告领导。(2)在消防队未到之前及电缆处。(3)火势蔓延无法扑灭真空紧急停机。注意不使火势蔓延至回转部位威胁机组安全运行时，应破坏(4)根据情况(如主油箱着火)，开启事故放油门，在转子未静止之前，维持最低油位，通知电气排出发电机内氢气。(5)油系统者火紧急停机时，禁止起动高压油泵。80油系统着火的预防措施有哪些? 油系统着吠的预防措施如下：(1)在油系统布置上，应尽可能将油管装在蒸汽管道以下。油管法兰要有隔离罩。汽轮机前箱下部要装有防爆油箱。(2)最好将油系统的液压部件，如油动机、滑问等远离高温区，并尽量装在热力设备的管道或阀门下边，至少要装在这些管道闻门的侧面。(3)靠近热管道或阀门附近的油管接头、尽可能采取焊接来代替法兰或丝扣接头。法兰的j密封垫采用夹有金属的软垫或耐油石棉垫，切勿采用塑料石棉垫。(4)仪表管尽量减少交叉，并不准与运转层的铁板相接触，防止运行中振动磨损。对浸泡在污垢中的油压力表管、要经常检查，清除污垢，发现腐蚀的曾子应及早更换。(5)某些进口机组将压力油管放在无压力的回油管内，以及将油泵、冷油器和它们之间的相应管道放在主油箱内。这种办法值得推广。(6)对油系统附近的主蒸汽管道或其他高温汽水管道。在保温层外应加装铁皮，并特别注意保温完整。(7)应使主油箱的事故放油门远离油箱．至少应有两个通道可以到达事故放油门。事故油箱放在厂房以外的较低位置。(8)如发现油系统漏油时，必萄查明漏油部位，漏油原因，及时消除，必要时停机处理。渗到地面或轴瓦上的油耍随时擦净；(9)高压油管道安装后，最好进行耐压试验。(10)汽缸保温层进油时，要及时更换。(11)当调节系统大幅度摆动时，或者机组油管发生振动时，应及时检查油系统管道是否撼油。(12)在调节系统中装有防火滑阀的机组，应将其投入。(13)氢冷发电机空气侧回油到主油箱应封目，“防止油箱内氢气积聚爆炸。420 81汽轮机动静部分产生摩撩的原因有哪些? 汽轮机动静部分摩擦，一般发生在机组起、停和工况变动时。摩擦的主要原因是：汽缸与转子不均匀加热或冷却；起动与运行方式不合理；保温质量不良及法兰螺栓加热装置使用不当等。动静部分在轴向和径向摩擦的原因，往往很难绝对分开，但仍然有所区别。在轴向方面，沿通流方向各级的汽缸与转子的温差并非一致，因而热膨胀也不同。在起动、停机和变工况运行时，转于与汽缸膨胀差超过极限数值，使轴向间隙消失，便造成动静部分磨损。在径向方面发生摩擦，主要是汽缸热变形和转子热弯曲的结果。当汽缸变形程度使径向间隙消失的时候，便使汽封与转子发生摩擦，同时叉不可避免地使转子弯曲，从而产生恶性循环。径向磨损一般是转子和汽缸的偏磨。另外，机组振动或汽封套变形都会引起径向摩擦；此如，有的机组紧急停机后真空没降到零，过早停止轴封供汽．玲空气进人汽缸，使高压前汽封套变为立椭圆，以致在盘车过程中发现有严重摩擦亩。在转子挠曲或汽缸严重变形的情况下强行盘车也会使动静部分产生摩擦。82发现通流部分发生摩擦压如何处理? 转子与汽缸的相对胀差表指示超过极限值或上下缸愠差超过允许值，机组发生异骨振动，这时即可确认动静部分发生摩擦，应立即破坏真空紧急停机。停机后，如果胀差及汽缸各部温差达到正常值．方可重新起动。起动时要注意监视差胀和温差的变化，注意监听缸内声音和监视机组的振动。如果停机过程中转子惰走时间明显缩短，甚至盘车装置起动不起来，或者盘车装置运行时有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严重，需要揭缸检修 83为防止通流部分摩擦，应采取哪些措施? 为防止通流部分摩擦，应采取如下措施：(1)认真分析转子和汽缸的膨胀关系，选择合理的起动方式。(2)在起动、停机和变工况下，根据制造厂提供的胀差允许值加强对胀差的监视。(3)在正常运行中，由于某种原因造成锅炉熄火，应根据蒸汽参数下降情况和差雕的变化，将机组负荷减到零。如果空转时间超过1 5兀ll丌不能恢复，应停机。(4)根据制造厂提供的设计间隙和机组运行的实际需要，合理调整通流部分间隙。(5)法兰加热总联箱进汽管的规格耍符台需要，以保证充足的加热汽量。(6)严格控制上、F缸温差和转子的热弯曲，以防机组振动过大等。(7)正确使用轴封供汽，肪止汽封套变形。(8)调节级导流环必须安装牢固可靠，保证挂耳的焊接质量。84推力瓦烧瓦的原固有哪些’ 推力瓦烧瓦的原因主要是轴向推力太大，油量不足，油温过高使推力瓦的油膜破坏，导致烧瓦。下列几种情况均能引起推力瓦烧瓦：(1)汽轮机发生水冲击或蒸汽温度下降时处理不当。(2)蒸汽品质不良，叶片结垢。破坏(3)机组突然甩负荷或中压缸汽f J瞬间误关。(4)袖系统进入杂质，推力瓦油量不足，使推力瓦油膜 85为什幺椎力轴承损坏，要破坏真空紧急停机十 推力轴承是固定汽轮机转子和汽缸的相对轴向位置，井在运行中承受转子的油向推力，一般推力盘在推力轴承中的轴向间隙再加上推力瓦乌金厚度：艺和，小于汽轮机通流部分轴向动静之间的最小间隙。但有的机组中压缸负差胀限额未考虑乌金厝掉的后果，即乌金烧坏，汽轮机通流部分轴向动静之间就可能发生摩擦碰撞而损坏设备，如不以昂快速度停机，后果不堪设想，所以推力轴承损坏要破坏真空紧急停机。86．推力瓦烧瓦的喜故象征有哪些? 主要表现在轴向位移增大，推力瓦温度及回油温度升高，推力瓦处的外部象征是推力瓦冒烟。为确证轴向位移指示值的准确性，还应和胀羞表对照，如果正向轴向位移指示增大时，高压缶=胀差表指示减少，中、低压缸胀差表指示增大。反之，高压缸胀差表指示增加，中，低压缸胀差指示减少。87轴承断油的原因有哪些? 轴承断油的原因有(1)运行中进行油系统切换时发生误操作，而对润滑油压叉末加强监视，使轴承断油，造成烧瓦。(2)机组起动定速后，停调速油泵、未注意监视抽压，由于射油器进空气工作失常，使主油泵失压，润滑油压降低而又未联动，几个方面合在一起，使轴承断油，造成轴瓦烧瓦。(3)油系统积存大量空气未及时排除，使轴瓦瞬问断油，(4)汽轮发电机组在起动和停止过程中，高、低压油泵同时故障。(5)主油箱油位降到低极限以下．空气进人射油器．使主油泵工作失常。(6)厂用电中断．直流油泵不能及时投^。(7)安装或检修时，油系统存留棉纱等杂物，使油管堵塞。(8)轴瓦在检修中装反或运行中移位。(9)机组强烈振动，会使轴瓦乌金研磨损坏。88十剐轴承温虚升高和轴承温度普遍升高的原因有什么不同? 个别轴承温度升高的原因：(1)负荷增加、轴承受力分配不均、个别轴荸负荷重。(2)进油不畅或回油不畅。(3)轴承内进A杂物、乌金脱壳。(4)靠轴承侧的轴封汽过大或漏汽太。(5)轴承中有气体存在、油流不畅。(6)振动引起油膜破坏、润滑，F良。轴承温度普遍升高：(1)由于某些原因引起冷油器出油温度升高。(2)油质恶化。89轴承烧瓦的事故象征有哪些? 轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高，一旦油膜破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟，应紧急停机。90为防止轴瓦烧瓦应采取郡些技术措施? 为防止轴瓦烧瓦应采取如下技术措施：(1)主油箱油位应维持正常，当油位下降时，应及时联系补油，油位下降到停机值时，应立即紧急停机。(2)定期试验油箱油位低报警装置，每小时记录主油箱就地油位计一次，新投用的玲油器每半小时检查一次，就地油位计和集控室油位计指示准确、(3)发现油箱油位下陴，应检查油系统外部是否漏油，发电机是番进油，对冷油器进行捉漏，发现异常时，应立即关闭密封油冷油器进、出水门。(4)运行中发现油压不正常或逐渐下降时，应立即关闭密封油冷油器进、出水门。(5)油箱内的滤油网小修肘应清理干净，运行中当主油箱就地油位计两侧油位差达50„时，应联系检修清洗。(6)各轴承的回油窗有水珠时，应采取措施加以捎除，严禁有水珠运行。主油箱每星期放水～次，定期进行油质化验，回油窗透明度应很高，若模糊不，胄，应联系检修。(7)运行中调整润滑油过压阀应由班长监护。(8)运行中切换玲油器运行，隔离投用润精袖滤网，应由班长监护，监护人不得操作，确认空气放尽方可投用。(9)切换玲油器时，先开启备用冷油器油门和水门，后关原来冷油器的水门和油门。(10)润滑油滤网隔离时，应确认旁路门全部打开，然后再缓慢关闭滤阿进、出口油门。授用润滑油滤网时，空气放尽后，确认进、出口门全部打开，再缓慢关闭旁路门。(11)切换冷油器，投入或停用润滑油滤同时，应和司机保持密切联系，司机应加强对油压、油温、油流舶监视。(12)J腺有三台冷油器并刮堙_仃，当准备停用其中一台冷油器时，应确认其它两台冷油器进、出口油门和进、出口水门在开启位置。(13)冷泊器加温时，其冷却水回水门应开启运行．运行中冷油器出水门应开足，用进水门或进水旁路门调整，控制油温。(14)高压泊泵、低压交、直流润滑油泵，直流密封油泵定期试开良好，联锁正常投^，每次开机前试低油压自起动良好，低油压保护动作良好。(15)汽轮机起动前必须起动高压油泵．确定所有轴承回油正常，才能冲动转子。转速为30()0r／„时，缓慢关闭高压油泵出口门，确认主油泵上油正常，才能停用高压油泵，高压油泵停用后出口门应及时打开备用。(16)任何情况下停机前。应起动低压润滑油泵或高压油泵(火灾除外)。(17)汽轮机轴瓦回油温升超过正常限额(温升一般不超过10～15c)，应加强监视，查明原因，当任一轴承冒烟或回油温度升至75c或突升至70c时，应紧急停机。(18)轴向位移保护应正常投A，当轴向位移达最高极限值，推力瓦块温度急剧上升到最高极限值时，应紧急停机。(19)避免在机组振动不合格的情况下长期运行。(20)运行中调节汽室压力不得超过规定值，否则应降低负荷运行。(21)当运行中发生了可能引起轴瓦损坏妁异常情况(例如：水冲击或瞬间断油)而停机时，应查明轴瓦没有损坏后，才能重新起动。91转子弯曲事故的象征有哪些? 转于弯曲事故多数发生在机组起动时，也有少数在滑停过程和停机后发生的。其象征表现为：汽轮机发生异常振动，轴承箱晃动，胀差正值增加，轴端汽封冒火花或形成火环；停机后转于惰走时间明显缩短，严重时产生“剁车”现象，转子刚静止时，往往投不上盘车。当盘车投入后，盘车电流较正常值大一且周期性变化。用电流表测量时最为直观，其表制摆动范围远远超过正常值，尽管转子逐渐冷却，但转子晃动值仍然固定在某一较高值，郎确认转子产生永久弯曲。92造成转子弯曲事故有哪些原因? 转子弯曲事故有如下原因：(1)热态起动前，转子晃动度超过规定值。(2)上下缸温差大(甚至大大超过规定范围)。(3)进汽温度低。(4)汽缸进跨汽、冷水。(5)机组振动超过规定时设有采取立即打闸停机这一果断措施。93机蛆起动过程中防止转于弯曲的措施有哪些? 机组起动过程中防止转于弯曲的措施如下：(1)大型机组系统复杂、庞大。起动前各级人员应严格按照规程和操作卡做好检查工作，特别是对以下阀门应重点检查，使其处于正确的位置①高压旁路减温水隔离门，调整门应关闭严密；②所有的汽轮机蒸汽管道，本体疏水I'1应全部开启；@通向锅炉的减温水门，给水泵的中间抽头门应美闭严密，等锅炉需要后再开启i④各水封袋注完水后应关闭注水门，肪止水从轴封加热器倒至汽封。(2)起动机组前一定要连续盘车2h以上，不得间断，并测量转子弯曲值不大于原始值O 02mm。(3)冲转过程中应严格监视机组各轴承振动；转速在 13。r 0„以下t轴承三个方向振动均不得超过O 03mm，越临界转速时轴承三个方向振动均不得超过O lmm。否则立即打闸停机，停机后测量太轴弯曲，井连续盘车4h以上，正常后才能重撕开机。若有中断，必须再加上10倍于中断盘车时司。(4)转速达3000T／mln后应关小电动主汽门后疏水门，防止疏水量太大影响本体疏水畅通：(5)冲转前应对主蒸汽管道、再热蒸汽管道、各联箱充分暖管暖箱。(6)投蒸汽加热装置后要精心谰整，不允许汽缸法兰上下、左右媪差交叉变化，各瑚温差规定应在允许范围内。(7)当锅炉燃烧不稳定时，应严格监视主、再热蒸汽温度的变化，10„内主、再热蒸汽温度上升或下降50c，应打闸停机。(8)开机过程中应加强各水箱、加热器水位的监视，防止水或冷汽倒至汽缸：(9)低负荷时应调整好凝结水泵的出口压力不得超过规定值，防止低压加热器钢管破裂。(1 0)投高压加热器前～定要做好各项保护试驻．使高压加热器保护正常投人运行，否则不得投人高压加热器：(11)热态起动不得使用减温水，若中、低压缸差胀大，热态起动冲转前低压汽封可不送或少进汽。94热志起动时，防止转于哼曲应特剐注意些什么？ 热态起动除做好开机前有关防止转f弯曲措施之外，还应做好以下工作：(1)热态起曲前，负责起动的班组应了解上次停机的情 _况，有无抖常，应注意哪些问题，并对每个操作人员井明，做到每人心中有数。(2)一定要先送轴封汽后抽真空，轴封汽用备用汽源供汽不得投入减温水，送轴封汽前关闭汽封叫、五(六)段抽汽门。(3)各管道、联箱更应充分的暖管、暖箱，(4)严格要求冲转参数和旁路的开度(旁路要等凝汽器有定的真奎爿能开启)，主蒸汽温度一定要比高压内上缸温度高50℃阻上，并有80～100℃的过热度。冲转和带负荷过程中也应加强主、再热蒸汽温度的监视，汽温不得反复升降。(5)加强振动的监视。热悫起动过程中，由于各部温差的原因，容易发生振动，这时更应严格监视，不得弓虎，振动超过规定应立即打闸停机，测量转于晃动不大丁原始值 0 02 nlnl(6)开机过程巾，应加强各部分疏柬。(7)止尽昔避开楹热态起动(缸温400C队r)。(8)热芯起动前应对删节系统赶空气，因为调节系统内存有空气，有可能造成冲转过程中调节汽门大幅度移动，引起锅炉参数不稳定，造成蒸汽带水。(9)极热态起动时最直J：不要做超速试验。(10)热态起动时，只要操作跟得r，就应尽快带负荷至汽缸温度相对应的负荷zK平。95停机过程中噩停机后．防止转子发生弯曲的措施有哪些? 停机后的隔离工作足一项非常重要的【_作，凼为此时的汽缸温度较高，绝对不允许冷汽或水进^汽缸，所以除做好一般常规工作U外，应重点做好以下几点J作：(1)关闭凝汽器补水截门。(2)关闭给亦泵的中间抽头门艘高压旁路减温水水。(3)关闭电动主汽门前，高压旁J培门前疏水一、二次门，开启防腐门。(4)关闭至除氧器的抽汽电动门、疏水门、轴封供汽母管前疏水门、四段抽汽(一段抽汽)母管至轴封汽进汽门、汽平衡至轴封供汽f J、四段抽汽(三段抽汽)至四段抽汽(三段抽汽)母管电动门、手动门、四段抽汽(三段抽汽)至四段抽汽f三段抽汽)母管旁路门，隔离门。(5)关闭门秆褊汽至除氧器的隔离门。(6)关闭新蒸汽至高温汽封进汽总rJ及一个分门。关闭轴封供汽各分门。(7)关闭汽缸、法兰加热联箱递汽总门致调整门。(8)井启汽缸本体疏水门及再热蒸汽冷、热段，高压旁路后、低压旁路前的各疏承门、充分疏水。(9)停机以后，司机应仍然经常检查汽轮机的隔离措施足否完备，检查汽缸温度是否突降。96锅炉水压试验时，为防止转子弯曲必须关闭和开启哪些阁r]’ 做水压试验时要芰闭及打J『以下各阀门：(1)开启给水泵的中间抽头门，(2)通知锅炉手紧再热器碱滴水f J。(3)关闭_乜动主汽f及旁路．J。(4)关严电动主汽r曲疏水门，高压旁路1J前疏水门。(5)关严新蒸汽到汽缸、鞋*、汽封的进汽、次门(6)关闭高雎旁蹄f1、减温水f J。(7)关闭主蒸汽车汽封管道疏水rJ。(8)打开琦腩门。97锅炉棱安垒n时，锅炉、汽轮机万面肛做好哪些工作? 锅炉校安全门时，除r做水压试验Rt应关闭和开启阀门都要做好以外，还要湎知锅炉运行人员关州再热器疏水门或过热器疏水门。随着锅炉水胜或汽雎的升高经常检在汽轮机术体厦各条通锅炉的管道，确定隔离措施是否完善。98汽轮机超速的事故原因有哪些? 汽轮机超速事故原剧有：(1)汽轮机油的油质不良，使调节系统和保安系统拒绝动作，冀去r保护作片j。(2)未按规定的时间和条什，进行危急保安器试验，以至危急保安器动作转速发生变化也不鲁u道。而一旦发电机跳闸，转速可能升岛到危急保安器动作转速以上。(3)困蒸汽品质不良，自动主汽门和调节汽门门杆结垢，即使危急保安器动作，也可能因汽门p住关不下来，而引起超速。(4)抽汽逆止，j、高压缸排汽逆止门失灵，甩负荷后发电机与电网解列．高压加热器疏水汽化或邻机抽汽进人汽轮机，同样会0I起超速。99汽轮机超速事故的象征有哪些’ 汽轮机超速事故象征如下：(1)汽轮机超速事故的机组氩荷突然魁到零，机组发牛不正常的声旨。(2)转速表或翱率表指示值超过红线数字并继续上刊。(3)主油压迅速增加，采用离心式辛油泵的机组，油压上升得更明显。(4)机组振动增大。100机组超速保护装置动作或打闹停机后，转速仍上升应如何处理? 汽轮机超速保护装艽动作或打闸停机后转速仍上升，廊迅速荧闭电动主汽门，迅速_芰州抽汽至除氧器、热埘、燃油加热的供汽门。关闭各加热器的进汽门，同时完成停机的其它操作。10l防止汽轮机严重超建事故盼措施有哪些? 防止汽轮机严重超速事故的措施有：(1)坚持机组按规定做汽轮机超进试验及喷油试验。(2)机组充油装置币常．动作灵恬无误，每次停机前，在低负荷或解列后，用壳油试验方法活动危急保安器。(3)机组大修舾，或危急保安器解体榆修后以及停机一个月后，应用提升转速的肯法做超速试验。(4)机组玲念起动需做危急保安器超速试验时，应先并网·低鱼荷(20～30Mw)暖机z～}h．眦提高转于温度。(5)做危急保安器超速试验时，力求升速甲稳．特别是时F大型机组，超速滑阀操作时不易控制，往往造成调节汽 4船门突开，且开度变化大，转速飞升幅度较大或轴向推力突增．一般用同步器升速，若同步器升不到动作转速，也必须先用同步器升至31 50r／叫n后．再用超速精阀提升转速。(6)超速限制滑阀试验周期应与趣速试验周期相同，以鉴定该保护装置动作正确，确保机组甩负荷后，高、中压油动机瞬间关闭，使机组维持空转运行。(7)热工的超速保护信号每谯小修、大修后均要试验一攻，可静态试验也可动态试验，确保热工超逮保护信号的动作定值正确。(8)高、中压自动主汽门、调节忾门的动作是否正常，对防止机组严重超速密切相关，发现卡涩立即向领导汇报，及时消除并按规定做恬动试验，(9)每次停机或做危急保安器试验时，应很专^观察抽汽逆止门关闭动作情况，发现异常应检修姓理后方可起动。(10)每次开机或甩负荷后，应观察自动主汽门和调节汽门严密程度，发现不严密，应汇报领导，消除缺陷后开机。(11)蒸汽品质及汽轮机油质应定期化验，并出检验报告，品质不合格应采取相应措施。(12)台理调整每台机组的轴封供汽压力，防止油中进水，设备有缺陷造成油中进水．应尽快消除。(13)做超速试验时，调节汽门应平稳逐步开大，转速相应逐步升高至危急保安器动作转速，若调节汽门突然开至最大，应立即打韧停机，防止严重超速事故。(14)做超速试验时应选择适当参数，压力、温度应控制在规定范围，投人旁路系统，待参数稳定后，方可做超速试验． 102调节系统卡涩需停机处理应如何操作’ 调节系统卡涩需停机趾理，应做如下操作：(1)联系锅炉降温、降压，有{：操作按滑参数停机要求进行。(2)当汽压降低，负荷降至零时．手打危急保安器，关严电动主汽门后，通知电气拉开油开关，注意汽轮机转速变化情况。(3)完成其他停机操作。103汽轮机单缸进汽有什2危害?应如何处理? 多缸汽轮机单缸进汽时，会引起轴向推力增大，导致推力轴承烧瓦，产生动静磨损应紧急停机。104机组井同时调节系统晃动怎样处理? 机组并网时调节系统晃动应做如下处理：(1)适当降低凝汽器的真空(此法有一定的危险性，用时应慎重)。(2)起动调速油泵，稳定淮压。(3)降低主蒸汽压力。(4)起动过程中，当转速达285[)r／„时应稍作停留，再用同步器缓慢升至3000r／„。(5)调节系统大幅度晃动时，应打闸停机后再重新起动于}№i 3。0r／„． 105轴封供汽带水有哪些原因‘7 轴封供汽带水有如下原因：(1)汽轮机起动前管道疏水未疏尽(2)除氧器内发生汽水共腾。(3)除氧器满水。(4)均压箱减温水门误开。(5)水萎袋注水直门未关。(6)汽封加热器，轴封抽汽器泄漏 106轴封供汽带水对机组有何危害?应如何处理? 轴封供饩带水在机组运行中有可能使轴端汽封损坏，重者将使机组发生水冲击，危害机组安全运行。址理轴封供汽带水事故时，根据不同的原因，采取相应措施。如发现机组声音变沉，机组振动增大，轴向位移增大，差胀喊小或出现负差胀，应立即破坏真空，打闸停机。打开轴封供汽系统及本体疏水门t疏水疏尽后，待各参数符合起动要求后，方可重新起动。107运行中叶片或围带脱落的一般象征有哪些? 运行中叶片或围带脱落的象征如下：(1)单个叶片或围带飞脱时，可能发生碰击声或尖锐的声响，并伴随着机组振动突然加大，有时会很快消失。(2)当调节级复环铆钉头被导环磨平，复环飞脱时，如果堵在下一级导叶上，则涛引起稠节汽室压力升高。(3)当低压缸末级叶片或田带飞脱时．可能打坏凝汽器铜管，致使凝结水硬度突增，凝汽器水位也急剧升高。(4)由于末几级叶片不对称l也断落，使转子不平衡，因而引起振动明显增大。108叶片或围带脱落应如何处理? 叶片或围特脱落应做如下处理：(1)汽轮机运行中发生叶片损坏或脱落，各种象征不一定同时出现，发现有可疑象征时，应逐级汇报，研究处理，当象征明显时，应报告值长，破坏真空，紧急停机。(2)困汽轮机束级叶片折断，打坏凝汽器铜管，凝结水硬度，电导率均急剧升高，此时应降低汽轮机负荷，对凝汽器逐台进行捉褥，并监视凝汽器真空。当真空下降时，应开启备用射水抽气器。(3)水质恶化到不能维持运行时，应报告值长，故障停机。109为防止叶片损坏，运行中应采取哪些措施? 为防止叶片损坏，运行中应采取如下措施：(1)电刷应保持正常频率运行，避免频率偏高或偏低，以防引起某几级叶片陷入共振区。(2)蒸汽参数和各段抽汽压力、真空等超过制造J一规定的极限值．应限制机组出力。(3)在机组大修中，应对通流部分损伤情况进行全面细致地检查·这是防止运行中掉叶片的主要环节之。为此，要由专人负责，做好叶片围带和拉金等部件的损伤记录，并做好叶片调频工作。110频率升高或降低，对汽轮机及电动机有什幺彭响? 高频率或低频率对汽轮机运行都是不利的，由于汽轮机叶片频率一般都调整在正常频率运一彳时处于合格范匿，如果频率过高或过低，都有可能使某几级叶片陷^或接近共振区，造成应力显著增加而导致叶片疲劳断裂，还使汽轮机各级速度比离开最佳速度比，使汽轮机效率降低，低频率运行还易造成机组、推力轴承、叶片过负荷．同时主油泵出口油压相应下降，严重时会使主汽门园油压降低而自行关cjj。对电动机的影响有： 高频率：管道系统特性不变时，辅机出力增大，若原负荷就很大，司能引起电动机过负荷。低频率：需维持原流量的辅机(如凝结水泵、凝结水升压泵)，电动机电流会升高t若低频率的同时电压也低，电动机过负荷的可能性更大，且电动机容易发热。¨1频率变化时，应注意哪些问题? 频卑变化时，应注意如下问题：(1)当频率变化时，应加强对机组运行状况特别是机组振动、声音、轴向位移、推力瓦块温度的监视。(2)当频率下降时，应注意一次油压及调速油压下降的情况，必要时起动高压油泵，注意机组不过负荷。(3)当频率变化时t应加强监视辅机的运行情况。如因频率下降引起出力不足，电动机发热等情况，视需要可起动备用辅机。(4}当频率下降时，应加强检查发电机静子和转子的冷却水压力、温度以及进、出风温度等运行情况，偏离正常值时应进行调节。(5)频率上升时，应注意汽轮机转速上升情况，检查液压加速器是否动作，调节汽门是否关闭，并及时处理。112发电机静子冷却水箱、特子冷却水葙水位下降应如何处理’ 发电机静子冷却水箱、转子冷却水箱水位下降应做如下处理：(1)立即开大转子冷却水箱补水调整门的旁路门或静子冷却水箱补水门，维持水箱水位正常，如果水源中断，应立即切换凝结水升压泵出口来的水源或联系化学值班员迅速恢复。(2)如周水冷却器或管道泄漏引起，应迅速隔绝故障点，并设法处理，如因放水门误开引起水位下降，应将其荧闭，如补水调整门失灵，应用旁路门维持水位．并通知检修灶理，联系化学人员检查阴离子预交换器是否误开。113发电机静于冷却水，转子冷却水系统压力低应如何处理？ 发电机静子冷却水转子冷却水系统压力低，应做如下处理：(1)检查静子冷却水泵、转子冷却球泵运行是否正常，必要时可切换或增开备用泵运行，维持压力正常。(2)检查静子冷却水泵至静子冷却水箱再循环门及联系化学检查阴离子交换器排放门，若误开，应立即关闭，著备用泵逆止门泄褥，则应关闭备用泵出水门。(3)检查冷却水滤水器压差，若超过规定时，应切换冷却器运行，将压差超限的滤水器停下并清扫停用的水冷器滤网。(4)如压力下降系冷却器或管道泄赫引起，应密切注意冷却水箱水位，隔绝故障点，并设法处理。(5)在进行上述各项处理的同时调节电机进水门，维持发电机内玲水压力、流量正常。114发电机冷却水出水温度高于正常值应如何处理? 发现发电机玲却水出水温度高于正常值时应立即检查发电机进水温度、压力、流量。(1)如进水温度高，应检查岭却器冷却水系统是否正常。可增加冷却器的冷却水流量，必要时可清扫冷却器的水室，如净却器的冷却水侧失水可增开循环水泵，排尽空气。(2)如进水压力低可根据转于冷却水系统，静子冷却永系统压力低的处理方法趾理。(3)如进水温度、压力都正常，可在不超过矗大允许工作压力的条件下，提高发电机的进水压力，增加冷却水流量，以降低发电机的出水温度。(4)如发电机出水温度高于额定值，无法降低时，联系电气值班员降低发电机的电流。115·发电机静子绕组个别点温度升高应如何处理? 发电机静子绕组个别点温度比正常运行最高点高5℃，应加强监视t并适当增加冷却水流量或降低负荷。若仍不能使温度下降或继续有上引趋势“致达到限额时，根据电气规程规定处理，必要时停机处理。116·发电机冷却拉压力正常，流量突然减少应如何处理? 发电机冷却水压力正常，流量突然减少应立即查明原因，如由于空气进人发电机转子，使转于流量减少，进水压力升高，则应将发电机解列后，降低转速放出空气，但应严密监视机组振动t出现异常振动，应按异常振动处理办法处理。如流量减少t是由于发电机静子绕组的水路有局部堵塞，则可根据静子绕组温度进行分析．此时可提高进水压力，并降低机组负荷。如仍不能解决，则应减负荷停机处理。117发电机冷却水中断的原因有哪些? 发电机冷却水中断原因有：(1)冷却水泵运行中跳闸，备用泵未自动起动(2)冷却水箱水位太低，引起发电机断水。(3)发电机冷却水系统切换操作错误。(4)发电机冷却水系统操作时空气投有放尽。118发电机夸却水中断应如何处理? 发电机断水时间不得超过3。s，发现断水必须尽快恢复供水，如断水超过30s，保护未动作．应进行故障停机。投断水保护的发电机在断水跳闸后，应迅速查明原因，采取对策，恢复挣却水系统正常运行。无其它异常情况时尽快恢复并列运行。119发电机冷却水电导率突然增走应如何处理? 当发现发电机冷却水电导率凳然增大，应立即检查补充水质量是否良好，如补充水的水质不良，应切换至水质良好的水源供水。120．发电机漏水应如何处理? 发电机漏水应做如下处理：(1)发电机在运行中发现机壳内有水时，应立即查明积水原因。如果是轻微结露旷引起的，则应提高发电机的进水和进风温度、使其高于机壳内空气的露点，但进水、进风温度不能超限。(2)发电机湿度仅指示突然上升而环境湿度未变化，或发电机风温基本不变时，汽轮机例与励磁机侧湿度发生明显差异(大于20％)，或出现空气冷却器结露现象，应立即汇报值长，并由值长组织如下检查、处理：①戴好防护器具，对发电机端部，岭、热风道、空气冷却器等做全面检查，如发现发电机端部和热风道有明显滴水，则应立即故障停机；② 若非环境湿度高引起湿度仪报警，空气冷却器结露，为争取处理时间，防止影啕静子绝缘，应将空气冷却器小室两侧大门打开，以降低机内湿度，并在其两旁做好安全措施。③如经检查发电机无滴水，而仅是个别空气玲却器“结露”滴水，则应将其隔绝．继续观察湿度是否下降。(3)如果外界湿度不高，而空气冷却器突然数台“结露”或先后出现“结露”现象(如隔绝一台滴水空气冷却器．则砖却水流量较大的一台又出现“结露”)，应对“结露”空气冷却器遂台隔绝检漏：慢慢关闭出水分门(注意空气冷却器五喷水．否则还应关闭进水分门)数分钟后空气冷却器仍滴水或结露，或关出水分门时喷水，说明是空气狰却器漏水，应隔绝漏水的空气冷却器，若漏水的空气冷却器全部隔绝后．湿度仍无明显好转，通过E述检查仍一时分不清何处漏水，则应申请停机。(4)在减负荷停机过程中，应加强对发电机车面层的检查，一旦发现情况，如发现发电机内滴水或定子端部绕组内出现电晕，湿度继续上升至80％U上等情况，应立即故障停机。为保障人身安全，停机前对空气玲却器小室不做现场检查。(5)在外界环境湿度无变化时，如发电机湿度大幅度上列的同时检漏仪报警，应由电气确定检查报警确是水滴引起，空气冷却器无明显泄漏现象，应作发电机漏水处理，申请停机检查。(6)在湿度仪或植漏仪报警的同时，发电机静子或转子接地报警，在判明非报警装置误动作后，作故障粤机处理。(7)如湿度上升确因气候磬件变化(如空气冷却器进水管同时结露)；’起，则应适当提高空气玲却器风温，降低湿度，防止空气冷却器结露。(8)在运行中电气值班人员如发现发电机转于绝缘逐步下降而又查不出原因，则可能是由于复台管渗漏所致，应引起密切注意。此时如转子绝缘电阻值小于2k0，转子一点接地报警，则应申请停机处理。如此时机组出现欠磁或先碰现象，立即故障停机，汽轮机值班员应配合进行故障停机操作。121双水内冷发电机冷却水斯水为何不能超过20s(12 5MW机组为30s)? 囡为涮水内冷发黾机的冷却水直接通^静子、转于线棒内进行持却，空气只冷却部分铁芯约发热量，一旦断水，发电机因线棒温度迅速升高，易引起烧坏绝缘线棒等事故。尤其是转子通风fL全被线棒填满，全靠投电机冷却水冷却。所以规定发电机冷却水断水不得超过20s(12 5Mw机组为 30s)。122．汽水管道故障处理过程中的隔绝原则有哪些? 汽水管道故障处理过程中隔绝原则有：(1)尽可能不使工作^员和设备遭受损害。(2)尽可能不停用其它运行设备。(3)先关阿束汽、来水阀门，后关闭出汽、出水阀门。(4)先关闭离故障氟近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围，关闭离隔绝点远的阗门。待可以接近隔绝点时应迅速缩小隔绝范围。(5)如管道破裂，漏出的汽水有可能导致保护装置误动作时，取得值长同意后，将有关热保护装置暂时停用。123高压高温汽水管道或闭门泄漏应如何处理? 高压高温汽水管道或阀门泄漏，应做如下处理：(1)应注意人身安全，查明泄漏部位时，应特别小心谨慎，应使用合适的工具，如长柄鸡毛帚等，运行人员不得敲开保温层。(2)高温高压汽水管道、阀门大量漏汽，响声特别大，运行人员应根据声音大小和附近温度高低，保持一定的安全距离。(3)做好防止他人误人危险区的安全措施。(4)按隔绝原则及早进行故障点的隔绝，无法隔绝时，请示上级要求停机。124汽水管道破裂、水击、振动应如何处理々 汽水管道破裂、水击、振动应做如下处理：(1)燕汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行时，应汇报值长进行故障停机，同时还应做到：①尽快隔绝故唪点，并开启汽轮机房内的窗户放出蒸汽，注意切勿乱跑，防止被汽流吹伤、烫伤；②采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时安全措施；③开启隔绝范围内的疏水门、放空气门、泄压救水。(2)燕汽或抽汽管道水冲击时，应开珀有关疏水门必要时停用该蒸汽或抽汽管道及设备并检查原因，如已发展到汽轮机水冲击，则应按照永冲击的规定处理。(3)管道振动大时，应检查该管道疏水是否正常，支吊架是否完整良好，该管道通流量是否稳定。如管道振动威胁与其相连接的设备安全运行时应汇报值长，适当减负荷呲减小该管道通流量，必要时隔绝振动大的管道。(4)给水管道破裂时，应迅速隔绝故障点，如故障点无法隔绝，且机组无法维持运行时，应进行故障停机。(5)凝结水管道破裂时．应设法制止、减小凝结水的沁漏，或隔绝故障点，维持机组运行，如隔绝点无法隔绝，且机组无法维持运行时，应停机处理。(6)循环水母管破裂时，设法制止或减小循环水的泄捅．关闭循环水母管连通门，尽量避免调度循环水泵，防止困压力波动引起破裂处扩大。根据情况，汇报值长，决定是否申请停机，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、真空，蚀温、风温的变化。当凝汽器循环水门后管道破裂，汇报值长，视情况减负荷或紧急减负荷，将破裂侧凝汽器隔绝运行，并增大正常侧凝汽器循环水门开度，根据真窑情况，调整负荷，(7)主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破，应紧急停机。125发电机、励磁机着炙趣氢气爆炸的象征有哪些? 发电机、励碰机着火及氢气爆炸的象征有：(1)发电机周围发现明火。(2)发电机静子铁芯、绕组温度急剧上升。(3)技电机巨响．有油烟喷出，(4)发电机进、出风温突增，氢压增大 126发电机、励磁机着戈厦氢气爆炸的原固有哪些? 发电机、励磁机着火及氢气嚣炸的原因有：(1)发电机氢玲系统漏氢气并遇有明火。(2)机械部分碰撞及摩擦产生火花。(3)氢气浓度低于标准(96％)。(4)达到氢气自燃温度。127．发电机、励磁机着火度氢气爆炸应如何处理? 发电机、励磁机着业及氢气爆炸应做如下处理：(1)发电机、励磁机内部着火及氢气爆炸时，司机应立即破坏真空紧急停机。(2)关闭补氢气阀门，停止补氢气。(3)通知电气排氧气，置换c()z。(4)及时调整密封油压至规定值。128发电机或励磁机冒烟着必，为什☆晏规定维持盘车运行，发电机或励磁机着火，实际是发电机或励碰机的线棒绝缘材料达到者火点后发生燃烧，目其绝缘材料均是一些发热量很高的化台物质，燃烧时放出的热量很大，温度很高．当发电机、励碰机冒烟着火时，特使转子受热不均匀。如此时转子在静止状态，必将发生发电机转子弯曲的恶性事故。此外，发电机转子的热量传鲐支承轴承，会导致轴瓦乌金溶化，咬煞而损坏。为避免发电机转子弯曲和损坏轴瓦，故要将转子维持在转动状态。129发电机氢压降低的象征有哪些· 发电机氢压降低的象征有：(1)氢压下降，并发出氢压低信号。(2)发电机铁芯，绕组温度升高。(3)发电机出风温度升高。130发电机氢压降低的原因有哪些? 发电机氢压降低的原因有：(1)系统阀门误操作。(2)氢系统阀门不严，引起氢气泄漏。(3)氢气阀门门芯脱落。(4)密封油压调整不当或差压间、平衡阅跟踪失灵 131发电机氢压降低应如何处理? 发电机氢压降低应做如下处理：(1)确定氢压降低，应立即补氢，维持正常氢压。(2)船因泄漏，经补氢也不能维持额定压力时，应报告值长降负荷，同时设法消除漏氢缺陷．(3)如囡供氢中断不能维持氢压时，可向发电机内补充少量氯气．保持低压运行，等待供氢恢复，发电机内氢压绝不能低到“O”。(4)如系统阀门误操作，应恢复正常位置，然后视氢压情况及时补氢。(5)及时调整密封油压至正常直。132发电机氩压升高的原固有哪些? 发电机氢压升高的原因有：(1)自动补氢装置失灵。(2)自动补氢旁路门不严或误开。(3)氢气冷却器冷却水量减少或中断 133发电机氢压升高应如何处理? 发电机氢压升高应做如下处理：(1)确认氢压高，应联系电气打开排氢气门，使氢压恢复王常。(2)如自动补氢装置失灵，应关闭隔离阀，用旁路门调节氢压，同时消除缺陷，若补氢旁路门误开，应立即关闭。(3)若氢冷却器冷却水中断应及时设法恢复。134发电机密封油压低的象征有哪些? 发电机密封油压低的象征有：(1)密封油压降低，发出报警信号。(2)若油压低于氢压太多时，造成氢压下降 135发电机密封油压低的原因有哪些? 发电机密封油压低的原因有：(1)密封油箱油位低，或系统阀门谩操作。(2)密封油泵跳闸或未开。(3)备用密封油泵逆止门不严，或再循环门开度过大(4)滤阿脏。(5)密封瓦油档间隙太大。136密封油压降低应如何处理？密封油压降低应做如下处理：(1)密封油压降低，应迅速查捐原因值，如油压不能恢复正常值，应降低氢压、油压降低到极限值，应立即报告值长停机(2)若油系统故障，应立即汇报班长及时处理，维持油压。调整并恢复正常降低负荷运行。如并通知检修人员 137一般水泵厦油泵的紧怠停泵夺件有哪些· 一般水泵及油泵的紧急停泵条件有：(1)水泵继续运行明显危及设备，人身安全时。(2)水泵或电动机发生强烈振动或清楚地听到金属碰击声或摩擦声。(3)任何轴承、轴封冒烟或油温急剧升高超过规定值。(4)水在泵内汽化，采取措施无效时。(5)水泵外壳破裂。(6)电动机开关冒烟或起火。(7)电动机故障。138．调速培水泵紧急停泵的每件有哪些? 调速给水泵紧急停泵的条件有：(1)电机或水泵突然发生强烈振动或金属碰击声与摩擦声，转子轴向窜动剧烈。(2)任何一道轴承冒烟，轴承温度急剧升高，超过规定值。(3)水泵外壳破裂。(4)水泵内汽化，泵内有噪声。(5)电流增加，转速下降．并有不正常的声音及发热。(6)给水泵油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁运行时。(7)偶合器内冒烟着火或发生强烈振动和有金属撞击声或工作油回油温度超过105c。(8)润滑油压下降至O 05MPa以下，各轴承油流减少，油温升高，虽起动辅助油泵也无技时。(9)轴封冷却水压差<0．05MPa，且调节汽门后压力降至l 22MPa，轴封冒烟时。(10)轴向位移超过2 5mm。(11)、电动机或开关冒烟时。139．调速给水泵故障停采时，切换操作应注意哪些问题々 调速给水泵故障停泵时，切换操作应注意如下问题：(1)起动备用给水泵，解除故障泵的油泵联锁，开启故障给水泵的辅助油泵，油压正常，停用故障泵。(2)植查投入运行给水泵的运{亍情况。(3)检查故障泵有无倒转现象．记录惰走时间。(4)完成停泵的其他操作，根据故障情况，进行必要的安全隔离措施，立即报告班长。140．调速给水泵自动跳闸的象征有哪些? 调遮给水泵自动跳闸象征有：(1)电流表指示到零，报警铃口自。(2)各用泵自启动。(3)闪光报警．发讯跳闸泵绿灯闪光。(4)给水流量、压力瞬间下降，141调速磐水泵自动跳闸应如何处理? 调速给水泵自动跳闸应做如F处理：(1)立即起动跳闸泵的辅助油：复，复置备用给水泵及跳闸泵的开关。调整密封水水压，解除跳目泵联锁，将运行泵联锁打在工作位置，检查运行给水泵电流、出口压力、流量正常，注意跳闸泵不得倒转。(2)如备用泵不能自起动时，应立即手动开启备用泵。(3)若无备用泵，跳闸泵无明显故障，保护未翻牌，就地宏观无问题，可试开一次，无效后，报告班长，把负荷降至一台泵运行对应的负荷。(4)迅速检查跳闸泵有无明显重大故障，根据不同原因，通知有关人员处理。(5)作好详细记录。保护误动或人为均误操作跳闸，也应在处理完毕后，立即报告班长，怍好记录。142给水母管压力降低应如何蛇理? 给水母管压力降低应做如下处理：(1)检查给水泵运行是否正常，并核对转速和电流及勺管位置，检查电动出口门和再循环’]开度。(2)检查给水管道系统有无破裂和大量耩水。(3)联系锅炉调节给水流量，若勺管位置开至最大，给水压力仍下降，影响锅炉给水流量时，应迅速起动备片j泉，并及时联系有关检修班组处理：(4)影响锅炉正常运行时，应汇报有关人员降负荷运行。143调连给水泵汽蚀的象征有哪些? 调速给水泵汽蚀的象征如下：(1)如磁性滤嘲堵塞造成给水泵入u汽化时，滤网前后压差增大。(2)给水流量小且变化。(3)给水泵电流、出水压力急剧下降并变化。(4)泵内有不正常噪声。144调速培水泵汽蚀应如何处理’ 调速给水泵汽蚀应做如下处理：(1)给水泵轻微汽蚀，应屯即查找原因，迅速消除。(2)汽蚀严重，应立即起动备用泵，停用产生汽蚀的给(3)开启绐水泵再循环门 145路水录平衡盘磨损的象征有哪些? 给水泵平衡盘磨损的象征有：(1)电流增大并变化。(2)平衡盘压力比进口压力走到0 2MPa以上和轴向位移增大，(3)严重时，泵内发出金属摩擦声，密封装置处冒烟或冒火。146给水泵正衡盘磨损应如何赴理? 给水泵平衡盘磨损应做如下处理：(1)立即起动备用给水泵，停运故障泵，(2)如无备用泵．应联系电气降负倚．报告班长、值长 147给水泵轴承油压下降应如何处理? 给水泵轴承油压下降应做如下处理：(1)给水泵轴承油压下降到o．09MPa应立即起动辅助油泵。(2)检查油箱油位情况，油系统是否漏油。(3)若辅助油泵运行后，油压仍不正常，应起动备用给水泵一停下故障给水泵：(4)轴承油压降至0 05MPa，应紧急停泵。148给水泵轴承温度升高应如阿处理? 给水泵轴承温度升高应做如下处理(1)任何一道轴承温度升高到65 C，采取措施后不能降低，应切换给水泵运行，(2)任何一道轴承温度升高至j0C以上，应立即切换备用泵运行。(3)工作油排油温度高到65 C，经调整勺管开度．并开大工作冷油器进水门、出水门、呵水电门仍无教时，应切换备用泵运行，超过65C应紧急停泵。，149，调速络水泵油箱油位降低应如何处理? 词速给水泵油箱油位降低应做如下处理：(1)检查油箱实际油位是否正常，以判断油位计是否指示正确。(2)油箱油位下降5~lOmm，立即检查油系统外部有无漏油，排朽门是否误开，对工作冷油器进行捉漏，并加油至正常油位。(3)油箱油位突然下降至最低油位线以下立即切换备用泵运行。150调速给水最油箱油柱升高应如何处理？ 调遮给水泵油箱油位升商应傲如下处理：(1)椅查油箱实际油位足否升高。(2)检查给水票轴端密封是吾大量渍水．密封水酬水门计度是否止常，重力回小漏斗是罾堵塞。(3)原因不毗时，切按备用给水泵运行，停故率泉、关闭工作油冷油器、桐滑油玲油器、冷却水的进、出口水门．砒定持油器是否泄漏，为防止油质乳化．停辅助油泵，使水沉淀后放水。(4)凝汽器无真卒时，其n三力回庥应倒毛地淘，停机后，凝汽器灌水查漏对．应关闭压力间水，重力吲水至凝汽器的回水门。(5)打丌油箱排污¨放水，联系化学人员化验油质油质不台格，应联系检修换油，并作其他相府处理． 151循环水泵出口蝶网打不开的原困有哪些? 循环水泵出口蝶阿打不开的原固有：(1)出口蝶阀电动机电源及热丁电源表送。(2)出u蝶阀电动机眨热工保护故障。(3)油系统大量潞油，{lIi箱油位太低。(4)电磁阔内漏或电磁闻旁路门误开。(5)电动油泵故雎，手动泵故障。(6)机械卡涩。152循环水泵出口蝶闰玎再开皿如何处理? 循环水泵起动后，出口蝶阍打不开，应迅速查明原因，撇相应处理，必要时停寐．并联系检修。153循环水泵出口蝶问下落有哪些原因? 循环水泵出口蝶阀下落原吲有：(1)钠系统漏油、油箱油位低。(2)电磁阀内漏或旁路门误开。(3)出[J蝶阁关到75。电动机不联动。(4)电磁阀直流z4v电源中断。154循环水泵出口蝶阀下落应如何处理t 发现循环水泵出口蝶阀下落，}!fI进行全面检查，作相应处理，如因电磁阀失灵或内漏造成，即关闭电磁阀前隔离门或手摇开启m口蝶阀，并联系检修。155故障停用循环水泵的条件有哪些t 故障停用循环水泵的条件有：(1)轴承温度急剧升高进80℃．无法降低。(2)轴承油位急剧下降，加油无效或拎袖器破裂，油中带水。156故障停用循环水泵压如何操作? 故障停用循环水泉应做如下操作：(1)解除联动开关，起动备用泵。(2)停用故障泵，注意惰走时问。如倒转，盖闭出口门或进口门。(3)无备用泵或备用泵起动不上，麻请不上级后停用故障泵。(4)检盎备用泵起动后的运行情况。值长 157循环水泵跳闸的象征有哪些? 循环水泵跳闸的象征有：(1)电流表指示到“0”，绿灯闪光，红灯熄，事故喇叭(2)电动机转速下降。(3)水泵出水压力下降(4)备用泵应联动。158循环水泵跳闸应如何处理? 循环水泵跳闸应做如下处理：(1)台上联动泵操作开关，拉跳闸泵开关。(2)切换联动开关。(3)迅速检查跳目泵是否倒转．发现倒转立即关闭出口(4)检盘联动泵运行情况。(5)备用泵未联动应迅速起动备用泵。(6)无备用泵或备用泵联动后叉跳闸，应立即报告班长(7)联系电气人员检查跳闸原因。(8)真空下降，应根据真空下降的规定处理 159．循环水泵打空的象征有哪些? 循环水泵打空的象征有：(1)电流表大幅度变化。(2)出水压力下降或变化。(3)泵内声音异常，出水管振动。160循环水泵打空应如何处理? 循环水泵打空应做如下处理(1)按紧急停泵处理。(2)榆查进水阀及滤网前后水位差，必要时清理滤网(3)检查其他泵运行情况。(4)根据真空情l兄决定是否降负荷。161怎样判断电动机一相断路运行? 怎样判断电动机一相断路运行方法如下：(1)若电动机及所拖动的设备原来在静止状态，则转动不起来，若电动机所拖动的设备原来在运行状态，划转速下降。(2)两相运行时，电动机有不iE常声音。(3)若电流表接在断路的一相上，则电流指示到“0”，否则电流应大幅度上升。(4)电动机外壳温度明显上升。(5)被拖动的辅机流量、惩力下降。162除氧器压力升高应如何处理々 除氧器压力升高应做如下盘上理：(1)检查凝结水至除氧器自动补水调整门是否失灵，如失是应倒为手动调整，或开启补水旁路门增加进水量。(2)检查进汽调整门开度是否正常．必要时可改手动侧整，(3)检查各高压加热器水位是否正常，以防止高压抽汽从高压加热器疏水管直接进人除氧器。(4)当除氧器压力高达安全门动作值，安全门应动作，否则应立即开启电动排汽门．关闭陈氧器进汽门，切除高压加热器汽侧。163除氧器压力降低应如何处理? 除氧器压力降低府做耶百处理：(1)、若是由补水量过大，引起陈氧器压力降低，此时应减少补水量。(2)若是进汽调整门自动调节失灵．应改手动调整。(3)如供汽压力太低，可并用母管汽源。(4)若各低压加热器凝结水旁路门不严或误开，应设法关闭，提高凝结水温度。(5)若低压加热器汽侧停用，应投用低压加热器汽侧。(6)若除氧器电动排汽门误开，应检查关闭。164除氧器水位升高应如饲处理? 除氧器水位升高应做如下处理：(1)检查核对水位计指示是否正确。(2)查看补水量是否过大，控制除氧器补水。(3)根据检查发现的原因，采取相应措施，需要时可开放水门，降低除氧器水位。165除氧器水位降低应如何处理? 除氧器水位降低应做如下处理：(1)检查核对水位计指示是否正确。(2)若稳压水箱水位过低，补水量过少，应联系化学，增开除盐水泵，提高除盐水母管压力，增大补水量，保持正常水位。(3)检查除氧器放水门是否误开，疏水泵至陈氧器进水门是否误开，如误开应关闭。(4)通知锅炉运行人员，检查给水系统是否泄漏，或有关阀门误开，省煤器管、水冷壁管、再热器管、过热器管是否爆破。(5)水位降至】500 m『11l开启疏水泵紧急补水(注意轴封供汽压力)。166络水舍氧量不夸格应如何处理? 绐水含氧量不台格应做如下处理(1)若除氧器进汽量不足，给水温度来达到饱和温度，应增加进汽量。(2)若朴水不均匀，给水箱水位波动引起加热不均，应均匀补水。(3)若除氧器进水温度低，凝结水含氧量不合格，应提高进水温度和采取措施使凝结水含氧量合格。(4)若除氧器排汽阀门开度过小，应调整开度。(5)若给水泵取样不当或取样管漏气，应改正取样方式。(6)若陈氧器凝结水雾化不好，应联系检修。167除氧器降压、降温消除娃陷应如何处理’ 除氧器降压、降温消除块陷应做如下处理：(1)联系电气降负荷(不同型号的机组所降负荷不同)。(2)停用高压加热器，关闭高压加热器至除氧器疏水门，若高压加热器进汽门不严．用水控电磁阀关闭相应抽汽逆止门。打开逆止门后疏水门。(3)联系锅炉运行人员停用连续排rj扩容器，关闭连续排污扩容器至腙氧器的隔离门．检查除氧器再拂腾门应关闭。(4)与邻机并用四段抽汽f戚三段抽汽)母管。(5)轴封汽由除氧器汽平衡管切换至母管供给。(6)联系电气运行人员逐带降低机组负荷．主蒸汽温度力求维持在较高水平。(7)逐渐关刚除氧器进汽候整门和四(三)段抽汽至四(三)段抽汽母管隔离门盐四t三)段抽汽电动门。(8)除氧器压力降至0 2 9～O 34MPa时，温度降至140 ～1 46(、左右，停‘4低压加热器。(9)除氧器压力降至0 19～0 24MPa；温度125～1 30c 时，停用。3低压加热器。(10)除氧器压力降至O．1MPa，温度115～1 20c时，可适当开启’2低压加热器凝结水旁路门，使低压加热器出口温度控制在80C左右。(11)停用低压加热器疏水泵。2低压加热器疏水疏至多级u形管人凝汽器。(12)陈氧器内压力降至“0”，温度降至95℃以下时，即可通知检修消除缺陷。(13)低压加热器应逐级依次停用，除氧器压力不可降低太快，否则引起除氧器内汽水共腾。(14)控制陈氧器内的温降不超过1℃／„。168除氧器消除缺陷后的恢复应如何操作? 除氧器消除缺陷后的恢复操作如下：(1)关闭。2低压加热器凝结水旁路门。(2)开启。

3、。4低压加热器进汽电动门．疏水莲级自流。(3)开启低压加热器疏水泵，关闭“2低压加热器至多级 u形管疏水门。(4)开启四(三)段抽汽电动门及四(三)段抽汽至四(三)段级抽汽母管隔离门。(5)通知汽轮机运行人员开启陈氧器进汽调整门。(6)投用高艇加热器，关闭排地淘疏水门。(7)联系电气及锅炉运行人员，逐渐增至原负荷。(8)除氧器压力至0 3 9MPa以．=，给水箱温度n：150(：以上，切换轴封汽源，由汽平衡管供汽。(9)联系锅炉运行人员，投用连续排污扩容器．开启连续排荇扩容器至除氧器隔离’]。169运行中怎样判断高压加热嚣内部水侧泄漏? 判断高压加热器内部水侧泄漏，可由以下几方面进行分析判断：(1)与相同负荷比较，运行工况有下列变化： ①水位升高或疏水调整门开度增加(严重时两者同时m 现)；②疏水温度下降；③严重时，给水泵流量增加，相府高压加热器内部压力升高。(2)倾听高压加热器内部有泄墉I声。从“上几种现象可以清楚地确定高压加热器内部水侧泄漏，高压加热器内部水侧泄漏，应停用该列高压加热器，以免冲坏周围的管子等冈部设备。170高压加热器紧急停用的条件有哪些? 高压加热器紧急停用的条件有(1)汽水管道及阀门爆破，危及人身匣设备安全时。(2)任一加热器水位升高，经处理无效时，或任 电接点水位汁，百英玻璃管水位计满水，保护不动作。(3)任一高压加热器电接点水位计和石英玻璃管水位计同时失灵，无法监视水位时。(4)明显听到高压加热器内部有蝶炸声，高压加热器水位急剧上升。171高压加热嚣紧妻停用庄如何操作? 高压加热器紧急停用操作如下：(1)关闭有关高压加热器进汽门及逆止门，并就地检查在关闭位置：(2)将高压加热器保护打至“手动”位置，开启高压加热器旁路电动门，关闭高』卡加热器进出口电动门，必要时手摇电动门直至关严。(3)开启高压加热器危急疏水电动门。(4)关闭高压虮热器至除氧器疏水¨，待高压加热器内部压力泄至0 49MPa以下时，开启高压加热器汽侧放水门。(5)其他操作接正精停高压加热器操作。172高压加热器水位升高的原固有哪些? 高压加热器水位升高的原因有：(1)钢管胀口松弛泄漏。(2)高压加热器钢管折断或破裂。(3)疏水自动涮整门失蔓，门芯卡涩或脱落(4)电接点水位计失灵误显示。173高压加热器水位升高应如何处理? 高压加热器水位升高应做如下处理：(1)核对电接点水位计与石英玻璃管水位计。(2)手动开大疏承调整门，查明水位升高原因。(3)高压加热器水位高至，∞mm报警时，自动疏水调整门应自动开足，值班人员应严密监视高压加热器运行情况。(4)高压加热器水位高至∞0f¨兀l，关闭高压加热器进忾电动门。(5)高压加热器水位升高至700mm时，高压加热器保护应动作，自动开启高压加热器危急疏水电动门，给水走液动旁路。黄闭至除氧器疏水电动门，相关抽汽逆止门，自动切除高压加热器。如保护失灵，应按高压加热器紧急停用处理。(6)开启有关抽汽逆止门后疏水门。(7)完成停用高压加热器的其他操作。174为防止锅炉断书，高压加热器起、停应注意哪些问题? 高压加热器进、出水门从结构上来讲，进口阀与旁路阀位于同一壳体内，且公用一只阀芯，二者台并一起称之为联成阀：出口阀实际上是一十逆止阈，靠给水压力将门芯顶开或压下，因此投用高压加热器时，先开出水电动门，后开进水电动门，确认进、出口电动门开启时，再关闭其旁路电动门。停用高压加热器时，确认旁路电动门全开后，先关进水门，后关出水门。175凝结水硬度增大应如何处理? 凝结水硬度增大应做如下处理(1)开机时凝结水硬度大，应加强放水(2)关闭备用射水抽气器的空气门。(3)检查并手摸机组所有负f五放水门关闭严密。(4)将停用中的中继泵狰却水门关闭，将凝结水至中继泵的密封水门开大。(5)确认凝汽器铜管轻微泄漏，应立即通知加锯末，停用腔球清洗装置。(6)凝结水硬度较大，应立那就地取样(取样筒应放水冲洗三次u上)．进化学车间检验，以确定哪台凝汽器铜管漏，以便分析隔离。176机组运行和雏护中，防采防冻的措施有哪些? 机组运行和维护中，防害防冻措施有(1)机组正常运行中，当汽温降至零下3℃以下时，各 400V备用动力设备，应间隔2h启动一次，正常后仍停下备用。(2)疏水箱补水门调整开度，既保持有水流动，叉不能溢流太大或水位太低。(3)汽轮机房的门、窗应关闭严密。(4)机组小修时，各水箱(如除氧器水箱、射水箱、水冷箱、凝汽器及各加热器)均应放水，各泵体也应放水，无放水门的请检修人员拆除一侧盘根放水。(5)机组临修，短时间内需开机而不准放水的，能运行的设备(如循环水泵，工业水泵、水玲泵等)尽量保持一台运行，保证系统内有水流动，本体管道疏水应全开。如锅炉有压力，则通锅炉的疏水应等压力泄到零后开启。(6)凝汽器灌水查漏应尽量避免夜间进行，灌水、查漏放水应连续进行，以免冻裂铜管及管板。(7)机组仪表管或其他管道、阀门冻结，需化冻时仍应执行工作票制度。(8)各级值班人员应加强巡回检查．对因防冻而变更运行方式，操作情况应记人运行志。