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1、防止汽轮机燃气轮机事故重点要求及实施细则1.1 防止汽轮机超速事故1.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在超速保护动作转速以下。1.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。1.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须立即停止运行。1.1.4 汽轮机润滑油和抗燃油的油质应合格。润滑油、抗燃油应严格按规程进行滤油，各电磁阀与伺服阀必须按规定在滤油过程中使用专用盖板替代，不合格的油严禁进入电磁阀或伺服阀。在油质不合格
2、的情况下，严禁机组启动。1.1.5 新建或机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动。汽轮机高中压主汽阀、高中压调节汽阀关闭时间应该符合相关标准要求。1.1.6 机组停机时，应先将发电机有功、无功功率减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用汽轮机手动打闸或锅炉手动主燃料跳闸联跳汽轮机，发电机逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。1.1.7 机组正常启动或停机过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，应开启
3、旁路系统。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造商规定的压力值。1.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。1.1.9 汽轮发电机组轴系应设计安装两套独立的转速监测装置，保证转速测量准确可靠。1.1.10 抽汽管道必须设置能够快速、可靠、联锁关闭的逆止门，布置应靠近抽汽口。供热机组应在抽汽逆止门后设置能够快速联锁关闭的抽汽快关门、截止门，以防止抽汽倒流引起超速。1.1.11 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应创造条件进行甩负荷试验。1.1.12 坚持按规程要求进行高中压主汽阀、高中压调节汽阀、抽汽逆止门关闭时间测试；进行高中压
4、主汽阀严密性试验、高中压调节汽阀严密性试验、危急保安器动作试验和超速保护试验；定期进行高中压主汽阀、高中压调节阀和抽汽逆止门阀门活动试验。1.1.13 危急保安器动作转速一般应为额定转速的110%1%。1.1.14 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。1.1.15 数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件。对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制启动条件。1.1.16 汽机专业人员，必须熟知数字式电液控制系统的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。1.1.17 电液伺服
5、阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按照制造厂的要求条件妥善保管。1.1.18 主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。1.1.19 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面、充分的论证。1.1.20 严格执行检修、运行操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩，造成保护或主汽阀、调节汽阀拒动。1
6、.2 防止汽轮机轴系断裂及损坏事故1.2.1 机组主辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。1.2.2 运行100000h以上的机组，每隔35年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。1.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对转子高温段应力集中部位按照火力发电厂金属技术监督规程（DL/T438-2009）相关规定执行，可进行金相和探伤检查，选取不影响转子
7、安全的部位进行硬度试验；带中心孔的汽轮机转子无损探伤按照汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则（DL/T717-2013）相关规定执行，可采用内窥镜、超声波、涡流等方法对转子进行检查；对实心转子探伤按照整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则（DL/T930-2005）相关规定执行，对转子进行表面和超声波探伤；焊接转子无损探伤按照汽轮机主轴焊缝超声波探伤规程（DL/T505-2005）相关定执行。1.2.4 不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，按照火电机组寿命评估技术导则（DL/T654-2009）用断裂力学的方法进行安全性评定和缺陷扩展寿命估算；同时根
8、据机组的具体情况、缺陷性质、严重程度制定相应的安全运行监督措施，并报主管部门审批后执行。1.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带25%-30%额定负荷，连续运行34h（或按制造厂要求），解列后立即进行超速试验。1.2.6 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺栓、风扇叶片固定螺栓、定子铁芯支架螺栓、各轴承和轴承座螺栓的紧固情况，保证各联轴器螺栓的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松动措施。1.2.7 新机组投产前和大修中，应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。1.2.8 为防止由于发电机非同期并网造成的汽轮机轴系断裂及
9、损坏事故，应严格落实10.9条规定的各项措施。1.2.9 建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。1.2.10 建立机组事故档案，无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。1.2.11 建立转子技术档案，包括制造商提供的转子原始缺陷和材料特性等转子原始资料；历次转子检修检查资料；机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启停次数、启停过程中的汽温汽压负荷的变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。1.2.12 加强汽水品质的监督和管理。机组大修时应对汽轮机转子叶片、隔板上的沉积物量进行测量，并取样进行成分分
10、析，针对分析结果制定有效的防范措施，应防止叶片表面和叶根销钉孔的间隙积盐、腐蚀。1.2.13 对于送出线路加装串联补偿装置的发电企业，应研究制定防止发生次同步谐振造成发电机转轴断裂事故的有效措施。1.3 防止汽轮机大轴弯曲事故1.3.1 应具备和熟悉掌握的资料（1）转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。（2）大轴弯曲表测点安装位置的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。（3）机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。（4）正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。（5）正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空值和顶轴油泵的开启
11、时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。（6）停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。（7）通流部分的轴向间隙和径向间隙。（8）应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。（9）记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150为止。（10）系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经总工程师批准后再执行。1.3.2 汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。（1）汽轮机大轴晃动（偏心）、串轴（轴向位移）、胀差
12、、轴振、瓦振、主再热蒸汽温度、汽缸金属温度、推力瓦温度、轴瓦温度、低油压、汽包（储水罐）水位等表计显示正确，并正常投入使用。（2）汽轮机轴振（瓦振）、轴向位移、胀差、推力瓦温、轴瓦温度、低油压、主再热蒸汽温度10min下降50、汽包（储水罐）水位高等跳机保护传动试验合格，并正常投入。（3）大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的0.02mm。（4）高压外缸上、下缸温差不超过50，高压内缸上、下缸温差不超过35。（5）蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于50。（6）汽轮机润滑油、抗燃油油质合格，润滑油温不低于35，但最高不超过45。（7）发电机密封油系统
13、投运正常，氢气纯度合格、压力正常。1.3.3 机组启、停过程操作措施1.3.3.1 机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，不得少于24h，热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。1.3.3.2 机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h，且大轴晃动度不超过原始值0.02mm时才能再次启动，严禁盲目起动。1.3.3.3 停机转子静止后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭与汽缸连通所有疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转
14、子弯曲度恢复，手动试盘车正常后，投入盘车连续运行。当盘车盘不动时，严禁使用行车或其它手段强行盘车。1.3.3.4 停机后因盘车故障或其它原因需要暂时停止盘车时，应采取闷缸措施，监视上下缸温差、转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180方式消除。待盘车装置正常或暂停盘车的因素消除后及时投入连续盘车。1.3.3.5 机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机记录进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。1.3.3.6 机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择汽封供汽汽源，以使供汽温
15、度与金属温度相匹配。1.3.3.7 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。1.3.3.8 停机后应确认过热器减温水门、再热器减温水门、高压旁路减温水门、轴封减温器减温水门等关闭严密，否则应采取措施进行隔离或开启管道上疏水门，防止因阀门内漏造成汽轮机进水。1.3.3.9 停机后应认真监视凝汽器（排汽装置）、高低压加热器、除氧器、再热冷段、热段管道集水罐等水位，并通过监视高排管道、各段抽汽管道的上下管壁温差判断是否有进水现象，防止因凝汽器满水、除氧器、加热器满水等造成的汽轮机进水。1.3.3.10 机组启动
16、或低负荷运行时，锅炉不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应立即切断过热蒸汽及再热蒸汽减温水，宜设置锅炉熄火联锁关闭过热蒸汽及再热蒸汽减温水门控制逻辑。1.3.3.11 汽轮机在热状态下，若主、再热蒸汽管道未加装水压试验堵阀或堵阀不严，锅炉不得进行打水压试验。1.3.4 汽轮机发生下列情况之一，应立即打闸停机：（1）机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。（2）机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。（3）机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.
17、08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25%，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的100%，应立即打闸停机或严格按照制造商的标准执行。（4）高压外缸上、下缸温差超过50，高压内缸上、下缸温差超过35。（5）机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内下降超过50。（6）汽包水位高至锅炉MFT保护定值时。1.3.5 应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35，最大不超过50。调峰型单层汽缸机组可根据制造商相关规定执行。1.3.6 疏水系统应保证疏水
18、畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于76mm。1.3.7 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。1.3.8 加强对抽汽逆止门的检查和检修，防止因抽汽逆止门关闭不严造成向汽轮机返水。门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。1.3.9 高、低压加热器应装设可快速开启的紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位联锁开启。1.3.10 高、低压轴封应分别供汽。
19、特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段应有良好的疏水措施。配备喷水减温装置的低压汽封温度测点应与喷水装置保持不小于2米的距离。宜加装低压汽封管道上下管壁温度测点，以监视减温水喷咀的雾化效果，防止水进入低压轴封。1.3.11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲、振动、轴向位移、轴瓦、推力瓦和汽缸金属温度等监测表计，应按热工监督条例进行统计考核。1.3.12 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有高水位报警和高水位自动放水装置。1.3.13 对于锅炉灭火后不联跳汽轮机的亚临界机组，必须设置汽包水位高联跳汽轮机保护。1.3.14 严格执行运行、检修操作规程
20、，严防汽轮机进水、进冷汽。1.4 防止汽轮机、燃气轮机轴瓦损坏事故1.4.1 在设计、制造、安装、检修、维护、试验及运行阶段，应制订并落实有效的措施，保证润滑油系统、密封油系统的供油可靠性，在各种工况下切实杜绝发生断油烧瓦事故。1.4.2 润滑油冷油器制造时，冷油器切换阀应有可靠的防止阀芯脱落的措施，避免阀芯脱落堵塞润滑油通道导致断油、烧瓦。1.4.3 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门门芯应与地面水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。主油箱事故放油阀应串联设置两个钢制截止阀，操作手轮设在距油箱5m以外的地方，且有两个以上通道，手轮应挂有“事故放油阀，禁止操作”标志牌，手轮不应加锁。润滑油管
21、道中原则上不装设滤网，若装设滤网，必须采用激光打孔滤网，并有防止滤网堵塞和破损的措施。1.4.4 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，严防遗留杂物堵塞油泵入口或管道。1.4.5 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化应及时处理。在油质不合格的情况下，严禁机组启动。1.4.6 润滑油压低报警、联启油泵、跳闸保护、停止盘车定值及测点安装位置应按照制造商要求整定和安装。但汽轮发电机组整定值以轴瓦中心线标高处测的油压为准，最低不得低于以下要求：当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.070.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.060.07MPa时联动直流润滑油泵，并跳机投盘车，降至0.03
22、MPa时停盘车。对各压力开关应采用现场试验系统进行校验，润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。1.4.7 直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级保险应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。1.4.8 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。1.4.9 应设置主油箱油位低跳机保护，必须采用测量可靠、稳定性好的液位测量方法，并采取三取二的方式，保护动作值应考虑机组跳闸后的惰走时间。机组运行中发生油系统泄漏时，应申请停机处理，避免处理不当造成大量跑油，导致断油烧瓦。1.4.10 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必
23、须按要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。1.4.11 辅助油泵及其自启动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组启动前辅助油泵必须处于联锁备用状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试验。1.4.12 油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。1.4.13 机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。1.4.14 在机组启动、停止过程中应按制造厂规定的转速停、启顶轴油泵，各轴
24、瓦的顶轴油压必须达到制造商规定值。1.4.15 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏的异常情况（如水冲击、瞬时断油、轴瓦温度急剧升高超过120等），应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动。1.4.16 检修过程中应重点检查主油泵出口逆止门关闭是否严密，开关是否灵活、无卡涩，防止启停机过程中断油。1.4.17 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。1.4.18 应避免机组在振动不合格的情况下运行。1.5 防止汽轮机汽封及叶片损坏事故1.5.1 汽封改造必须执行中国大唐集团公司汽轮机揭缸检修指导意见安生200862号文。1.5.2 汽封改造时，汽封块禁止采用可调整垫块型式。对已改造成调整垫块形式的汽封
25、块必须保证调整螺钉与汽封块螺纹的旋入深度满足：不小于螺纹公称直径（对钢汽封块材料）；不小于1.5倍螺纹公称直径（对铸铁汽封块材料）。螺栓必须使用高强度螺栓。调整结束后，螺栓必须有防松措施。1.5.3 对某些新型结构的汽封，间隙调整严格按制造商标准进行。如机组发生振动，当相对轴振超过0.175mm，应采取调整负荷等措施进行调整，当采取措施无效时，应尽快安排停机检修；相对轴振超过0.260mm立即打闸。1.5.4 汽轮机更换叶片后，应按制造厂技术要求进行叶片频率测试。1.5.5 中压缸启动方式中高压缸采用蒸汽逆流冷却措施的机组，逆流流量应能够将高压缸温度控制在制造商规定的温度水平。1.5.6 汽轮
26、机空负荷运行时应加强对高、中、低压缸排汽温度和缸温的监视，如出现温度异常升高应及时采取措施，达到保护定值时应立即停机。1.6 防止燃气轮机超速事故1.6.1 在设计天然气参数范围内，调节系统应能维持燃气轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将燃气轮机组转速控制在超速保护动作值以下。1.6.2 燃气关断阀和燃气控制阀（包括燃气压力和燃气流量调节阀）应能关闭严密，动作过程迅速且无卡涩现象。自检试验不合格，燃气轮机组严禁启动。1.6.3 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。备用伺
27、服阀应按照制造商的要求条件妥善保管。1.6.4 燃气轮机组轴系应安装两套转速监测装置，保证转速测量准确可靠。1.6.5 燃气轮机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。1.6.6 透平油和液压油的油质应合格。在油质不合格的情况下，严禁燃气轮机组启动。1.6.7 透平油、液压油品质应按规程要求定期化验。燃气轮机组投产初期，燃气轮机本体和油系统检修后，以及燃气轮机组油质劣化时，应缩短化验周期。1.6.8 燃气轮机组电超速保护动作转速一般为额定转速的108%110%。运行期间电超速保护必须正常投入。超速保护不能可靠动
28、作时，禁止燃气轮机组运行。燃气轮机组电超速保护应进行实际升速动作试验，保证其动作转速符合有关技术要求。1.6.9 燃气轮机组大修后，必须按规程要求进行燃气轮机调节系统的静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。否则，严禁机组启动。1.6.10 机组停机时，联合循环单轴机组应先停运汽轮机，检查发电机有功、无功功率到零，再与系统解列；分轴机组应先检查发电机有功、无功功率到零，再与系统解列，严禁带负荷解列。1.6.11 对新投产的燃气轮机组或调节系统进行重大改造后的燃气轮机组必须进行甩负荷试验。1.6.12 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，对燃气轮机制造商提供的改造方案
29、进行全面充分的论证。1.7 防止燃气轮机轴系断裂及损坏事故1.7.1 燃气轮机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，振动监测保护应投入运行；燃气轮机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。1.7.2 燃气轮机组应避免在燃烧模式切换负荷区域长时间运行。1.7.3 严格按照燃气轮机制造商的要求，定期对燃气轮机转子进行表面检查或无损探伤。按照火力发电厂金属技术监督规程（DL/T438-2009）相关规定，对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，若需要，可选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。1.7.4 不合格的转子绝不能使用，已经过制造商确认可以在一定时期内投入运行的有缺陷
30、转子应对其进行技术评定，根据燃气轮机组的具体情况、缺陷性质制订运行安全措施，并报上级主管部门备案。1.7.5 严格按照超速试验规程进行超速试验。1.7.6 为防止发电机非同期并网造成的燃气轮机轴系断裂及损坏事故，应严格落实第10.9条规定的各项措施。1.7.7 加强燃气轮机排气温度、排气分散度、轮间温度、火焰强度等运行数据的综合分析，及时找出设备异常的原因，防止局部过热燃烧引起的设备裂纹、涂层脱落、燃烧区位移等损坏。1.7.8 新机组投产前和机组大修中，应重点检查：（1）轮盘拉杆螺栓紧固情况、轮盘之间错位、通流间隙、转子及各级叶片的冷却风道。（2）平衡块固定螺栓、风扇叶固定螺栓、定子铁芯支架螺
31、栓，并应有完善的防松措施。绘制平衡块分布图。（3）各联轴器轴孔、轴销及间隙配合满足标准要求，对轮螺栓外观及金属探伤检验，紧固防松措施完好。（4）燃气轮机热通道内部紧固件与锁定片的装复工艺，防止因气流冲刷引起部件脱落进入喷嘴而损坏通道内的动静部件。1.7.9 应按照制造商规范定期对压气机进行孔窥检查，防止空气悬浮物或滤后不洁物对叶片的冲刷磨损，或压气机静叶调整垫片受疲劳而脱落。定期对压气机进行离线水洗或在线水洗。定期对压气机前级叶片进行无损探伤等检查。1.7.10 燃气轮机停止运行投盘车时，严禁随意开启罩壳各处大门和随意增开燃气轮机间冷却风机，以防止因温差大引起缸体收缩而使压气机刮缸。在发生严重
32、刮缸时，应立即停运盘车，采取闷缸措施48h后，尝试手动盘车，直至投入连续盘车。1.7.11 发生紧急停机时，应严格按照制造商要求连续盘车若干小时以上，才允许机组重新启动点火，以防止冷热不均发生转子振动大或残余燃气引起爆燃而损坏部件。1.7.12 发生下列情况之一，严禁机组启动：（1）在盘车状态听到有明显的刮缸声。（2）压气机进口滤网破损或压气机进气道可能存在残留物。（3）机组转动部分有明显的摩擦声。（4）任一火焰探测器或点火装置故障。（5）燃气辅助关断阀、燃气关断阀、燃气控制阀任一阀门或其执行机构故障。（6）具有压气机进口导流叶片和压气机防喘阀活动试验功能的机组，压气机进口导流叶片和压气机防喘
33、阀活动试验不合格。（7）燃气轮机排气温度故障测点数大于等于1个。（8）燃气轮机主保护故障。1.7.13 发生下列情况之一，应立即打闸停机：（l）运行参数超过保护值而保护拒动。（2）机组内部有金属摩擦声或轴承端部有摩擦产生火花。（3）压气机失速，发生喘振。（4）机组冒出大量黑烟。（5）机组运行中，要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.25mm应立即打闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25%，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的100%，应立即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行。（6）运行中发现燃气
34、泄漏检测报警或检测到燃气浓度有突升，应立即停机检查。1.7.14 调峰机组应按照制造商要求控制两次启动间隔时间，防止出现通流部分刮缸等异常情况。1.7.15 应定期检查燃气轮机、压气机气缸周围的冷却水、水洗等管道、接头、泵压，防止运行中断裂造成冷水喷在高温气缸上，发生气缸变形、动静摩擦设备损坏事故。1.7.16 燃气轮机热通道主要部件更换返修时，应对主要部件焊缝、受力部位进行无损探伤，检查返修质量，防止运行中发生裂纹断裂等异常事故。1.7.17 建立燃气轮机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、计划检修的调整试验、常规试验和定期试验。1.7.18 建立燃气轮机组事故档案，记录事故名称、性质、原
35、因和防范措施。1.7.19 建立转子技术档案，包括制造商提供的转子原始缺陷和材料特性等原始资料，历次转子检修检查资料；燃气轮机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启停次数、启停过程中的负荷的变化率、主要事故情况的原因和处理；有关转子金属监督技术资料完备；根据转子档案记录，定期对转子进行分析评估，把握转子寿命状态；建立燃气轮机热通道部件返修使用记录台账。1.8 防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故1.1.1 按燃气管理制度要求，做好燃气系统日常巡检、维护与检修工作。新安装或检修后的管道或设备应进行系统打压试验，确保燃气系统的严密性。1.1.2 燃气泄漏达到测量爆炸下限的20%时，不允许
36、启动燃气轮机。1.1.3 点火失败后，重新点火前必须进行足够时间的清吹，防止燃气轮机和余热锅炉通道内的燃气浓度在爆炸极限而产生爆燃事故。1.1.4 加强对燃气泄漏探测器的定期维护，每季度进行一次校验，确保测量可靠，防止发生因测量偏差拒报而发生火灾爆炸。1.1.5 严禁在运行中的燃气轮机周围进行燃气管系燃气排放与置换作业。1.1.6 做好在役地下燃气管道防腐涂层的检查与维护工作。正常情况下高压、次高压管道（0.4MPaP4.0MPa）应每3年一次。10年以上的管道每2年一次。1.1.7 在燃气设备系统上工作必须使用专用铜制工具，防止产生静电火花引起爆炸。1.1.8 燃气调压站内的防雷设施应处于正
37、常运行状态。每年应进行两次监测（其中在雷雨季节前监测一次）确保其值在设计范围内。1.1.9 新安装的燃气管道应在24h之内检查一次运行情况，并应在通气后的第一周进行一次复查，确保管道系统燃气输送稳定安全可靠。1.1.10 进入燃气系统区域（调压站、燃气轮机）前应先消除静电，必须穿防静电工作服，严禁携带火种、通信设备和电子产品。1.1.11 在燃气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地点所测量空气含天然气应不超过1%，并经批准后才能进行明火作业，同时按规定间隔时间做好动火区域危险气体含量检测。1.1.12 燃气调压系统、前置站等燃气管系应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试
38、验。1.1.13 严格执行燃气轮机点火系统的管理制度，定期加强维护管理，防止点火器、高压点火电缆等设备因高温老化损坏而引起点火失败。1.1.14 燃气管道严禁管沟内敷设。对于从房内穿越的架空管道，必须做好穿墙套管的严密封堵，规范设置现场燃气泄漏检测器，防止燃气泄漏引起意外事故。1.1.15 严禁未装设阻火器的机动车辆在燃气轮机的警示范围和调压站内行驶。1.1.16 运行点检人员巡检燃气系统时，必须使用防爆型的照明工具、对讲机，操作阀门尽量用手操作，必要时应用铜制阀门把钩进行。严禁使用非防爆型工器具作业。1.1.17 进入燃气禁区的外来参观人员不得穿易产生静电的服装、带铁掌的鞋，不准带移动电话及其他易燃、易爆品进入调压站、前置站。燃气区域严禁照相、摄影。1.1.18 应结合机组检修，对燃气轮机仓及燃料阀组间天然气系统进行气密性试验，对天然气管道进行全面检查。1.1.19 停机后，禁止采用打开燃料阀直接向燃气轮机透平输送天然气的方法进行法兰找漏等试验检修工作。1.1.20 在天然气管道系统部分投入天然气运行的情况下，与充入天然气相邻的、以阀门相隔断的管道部分必须充入氮气，且要进行常规的巡检查漏工作。1.1.21 对于与天然气系统相邻的，自身不含天然气运行设备，但可通过地下排污管道等通道相连通的封闭区域，也应装设天然气泄漏探测器。