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1、电力工人培训：防止汽轮机、燃机事故目录1 .防止汽轮机超速事故.12 .防止汽轮机轴系断裂及损坏事故.33 .防止汽轮机大轴弯曲事故.44 .防止汽轮机、燃气轮机轴瓦损坏事故.75 .防止燃气轮机超速事故.96 .防止燃气轮机轴系断裂及损坏事故.1 07 .防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故.1 37.1.法规、标准.1 37.2.标准的相关规定.1 47.3.重点要求.1 41.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值转速以下。1.1.2 数字式电液控制系统(DEH)应设有完善的机组启动与保护逻辑和严格
2、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。1.1.3 汽轮发电机组轴系应至少安装两套转速监测装置在不同的转子上。两套装置转速值相差超过30r/min后分散控制系统(DCS)应发报警。技术人员应分析原因，确认转速测量系统故障时，应立即处理。1.1.4 抽汽供热机组的抽汽逆止阀关闭应迅速、严密，联锁动作应可靠，布置应靠近抽汽口，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。1.1.5 透平油和抗燃油的油质应合格。油质不合格的情况下，严禁机组启动。1.1.6 各种超速保护均应正常投入，超速保护不能可靠动作时，禁止机组运行(超速试验所必要的启动、并网运行除外)。
3、1.1.7 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。第 1 页共15页1.1.8 新建或机组大修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动。1.1.9 在任何情况下绝不可强行挂闸。1.1.10 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。1.1.11 坚持按规程要求进行主汽阀、调节汽
4、阀、低压补汽阀关闭时间测试，汽阀严密性试验，超速保护试验，阀门活动试验。1.1.12 坚持按规程要求进行抽汽逆止阀关闭时间测试、机组运行中逆止阀活动试验，逆止阀应动作灵活、不卡涩。1.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的110%土 1%。1.1.14 进行超速试验实际升速时，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 对新投产机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组，应进行甩负荷试验。火力发电建设工程机组甩负荷试验导则(DL/T 1270)所列不宜进行甩负荷试验的机组除外，包括：(a)未设置旁路系统。(b)仅设置5%串级启动疏水系统。(c)配置不具备热备用功能的启动旁
5、路系统。1.1.16 机组正常停机时，严禁带负荷解列。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。1.1.17 电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求，否则不得投入运行。油系统冲洗时，电液伺服阀必须按规定使用专用盖板替代，不合格的油严禁进入电液伺服阀。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和动作稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题应及时处理或更换。备用伺服阀应按制造商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
6、轴器或类似联轴器的机组，应第2页共15页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商的规定安装。1.1.19汽轮机在深调峰运行方式下，进入中压调节阀动作区间后，调节系统应设置中压调节阀阀位限制或增加蓄能器等防止抗燃油压大幅摆动的措施。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、轴振应满足相关标准，并注意监视变化趋势。1.2.2 新机组投产前、已投产机组每次大修中，应进行转子表面和中心孔探伤检查。按 火力发电厂金属技术监督规程（DL/T438）相关规定，对高温
7、段应力集中部位应进行表面检验，有疑问时进行表面探伤。选取不影响转子安全的部位进行硬度检验，若硬度相对前次检验有较明显变化时应进行金相组织检验。1.2.3 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，并有完善的防松措施。1.2.4 新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行检查。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三分之一。对于600MW以上机组或超临界及以上机组，高中压隔板累计变形超过1 m m,按 火力发电厂金属技术监督规程（DL/T438）相关规定，应对静叶与外环的焊接
8、部位进行相控阵检查，结构条件允许时静叶与内环的焊接部位也应进行相控阵检查。1.2.5 为防止由于发电机非同期并网造成的汽轮机轴系断裂及损坏事故，应严格落实10.10.1条规定的各项措施。1.2.6 严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带10%25%额定负荷、运行34h（或按制造商要求），解列后立即进行超速试验。1.2.7 加强汽水品质的监督和管理。大修时应检查汽轮机转子叶片、隔板上沉积物，并取样分析，针对分析结果制定有效的防范措施，防止转子及叶片表面及间隙积盐、腐蚀。1.2.8 对于送出线路加装串联补偿装置的机组，应采取措施预防因次同步第 3 页共15页谐振造成发电机组转子损伤。1.2.9
9、运 行 lOOOOOh以上的机组，每 隔 3 5 年应对转子进行一次检查（制造商有返厂检查等特殊要求的，可参照制造商要求执行）。运行时间超过15年、转子寿命超过设计使用寿命、低压焊接转子、承担调峰启停频繁或深度调峰运行的转子，应适当缩短检查周期。重点对高中压转子调速级叶轮根部的变截 面 R 处和前汽封槽，叶轮、轮缘小角及叶轮平衡孔部位，以及高、中、低压转子套装叶轮键槽，焊接转子焊缝等部位进行检查。1.2.10 严禁使用不合格的转子，已经过本企业上级单位主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。1.2.11 建立机组试
10、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。1.2.12 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。1.2.13 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变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况及原因和处理。3.防止汽轮机大轴弯曲事故1.3.1 疏水系统应保证疏水畅通。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4 5 。
11、疏水联箱或扩容器应保证在各疏水阀全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。再热冷段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。1.3.2 减温水管路阀门应关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止阀。1.3.3 轴封及门杆漏汽至除氧器或抽汽管路，应设置逆止阀和截止阀。1.3.4 高、低压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。1.3.5 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中第 4 页共15页压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。低压轴封供汽温度测点应与喷水装置保持充分距离以避免温度测量不准，定期检查喷水减温装置的雾化效果，防止水进入
12、低压轴封。1.3.6凝汽器应设计有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。1.3.7 汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动：(1)大轴晃动(偏心)、串轴(轴向位移)、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。(2)大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的0.02mm。(3)高压外缸上、下缸温差不超过5 0 C,高压内缸上、下缸温差不超过35,(4)启动蒸汽参数应符合制造厂规定。一般情况下主汽阀前蒸汽温度应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 1.3.8 机组启、停过程操作措施：(1)机组启动前连续盘车时间应执行制
13、造商的有关规定，至少不得少于24 h,热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。(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才能再次启动，严禁盲目启动。(3)机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比校，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。(4)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。轴封供汽停止后，应关闭轴封减温水截止阀。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。(5)疏水系统投入时，严格控制疏水系统各
14、容器水位，注意保持凝汽器(排汽装置)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。(6)机组启动时从锅炉点火至机组并网带极低负荷运行期间，不得投入再热第5页共15页蒸汽减温器喷水。机组深度调峰运行必须投入再热蒸汽减温器喷水时，应加强对再热蒸汽温度监视。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断主蒸汽、再热蒸汽减温水。(7)电动盘车在转子惰走到零后应立即投入。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。当汽缸内动静部分摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭与汽缸相连通的所有疏水(闷缸措施)，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，进行试投盘车，
15、盘车投入后应连续盘车。当盘车盘不动时，严禁用起重机强行盘车。(8)停机后因盘车装置故障或其他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，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。(9)停机后应监视凝汽器(排汽装置)、高低压加热器、除氧器水位和主蒸汽、再热冷段及再热热段管道集水罐处及各段抽汽管道管壁温度，防止汽轮机进水。1.3.9 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；或严格按照制造商标准执行。(2)机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.25mm,应立
16、即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行；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0.09mm,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。(4)高压外缸上、下缸温差超过5 0 C,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lOmin内突然下降50。调峰型单层汽缸机组可根据制造商相关规定执行。1.3.10 应采用良好的保温材料和施工工艺，
17、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。第 6 页共15页1.3.11 汽轮机在热状态下，锅炉不得进行打水压试验。1.3.12 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴晃度、振动和汽缸金属温度表计，应按热工监督条例进行统计考核。1.3.13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。1.3.14 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)大轴晃度表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅)，最高点在圆周方向的位置。(3)机组正常启动过程中的波德图(Bode)和实测轴系临界转速。(4)
18、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转速和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的下降曲线。(7)通流部分的轴向间隙和径向间隙。(8)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，直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150C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，必须预先制订安全技术措施，经总工程师或厂
19、级分管生产领导批准后再执行。4.防止汽轮机、燃气轮机轴瓦损坏事故1.4.1 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。1.4.2 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门门杆应与地面水平安装。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，操作手轮应设在距油箱5m以外，有两个以上通道且能保证漏油着火时人员可到达并操作的地方，手轮应挂有明显的“禁止操作”标志牌，手轮不应加第7页共15页锁。润滑油供油管道中不宜装设滤网，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。1.4.3 润滑油系统油泵出口逆止阀
20、前应设置可靠的排气措施，防止油泵启动后泵出口堆积空气不能快速建立油压，导致轴瓦损坏。1.4.4 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。1.4.5 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。1.4.6 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渗漏时，应申请停机处理，避免处理不当造成大量漏油，导致烧瓦。如已发生大量漏油，应立即打闸停机。1.4.7 润滑油系统不宜在轴瓦进油管道装设调压阀
21、。己装设的机组，调压阀应有可靠的防松脱措施，并定期进行检查。避免运行中阀芯移位或脱落造成断油烧瓦。1.4.8 电厂应与制造厂核实新建或改造机组的汽轮机轴向推力计算值及实测值，防止调速汽阀动作异常或补汽阀开启时轴向推力过大，造成推力轴承损伤。1.4.9 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。1.4.10 润滑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。1.4.11 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安装和整定，低油压联锁启动直流油泵整定值与汽轮机油压低跳闸整定值应相同，直流油泵
22、联启的同时必须跳闸停机。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。1.4.12 新机组或润滑油系统检修、改造后，应进行交流润滑油泵跳闸联锁启动备用交流润滑油泵和直流润滑油泵试验，在联锁启动过程中，系统润滑油压不得低于汽轮机运行最低安全油压（或润滑油压低跳汽轮机值）。第8页共15页1.4.13 辅助油泵（包括交流润滑油泵、直流润滑油泵）及其自启动装置，应按要求定期进行启动试验，保证油泵处于良好的备用状态。机组启动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应先启动交流润滑油泵，确认油泵工作正常后再打闸停机。1.4.14 润滑油系统冷油器、辅助油泵
23、、滤网等进行切换时，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。1.4.15 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按要求装设齐全、指示正确，表计值DCS显示应与就地显示一致，并定期进行校验。1.4.16 机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦鸨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定果断处理。1.4.17 在机组启、停过程中，应按制造商规定的转速停止、启动顶轴油泵1.4.18 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、轴瓦温度急升超过1 2 0c等），应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动。1.
24、4.19 检修中应检查主油泵、交流润滑油泵和直流润滑油泵出口逆止阀的状态是否正常，防止启停机过程中断油。1.4.20 机组蓄电池在按规定进行核对性放电试验后，应带上直流润滑油泵、直流密封油泵进行实际带负载试验。1.4.21 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。5.防止燃气轮机超速事故1.5.1 在设计燃气参数范围内，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飞升控制在超速保护动作值以下并迅速稳定到额定转速。1.5.2 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。新投产机组及大修后机组应进行调节系统静态试验及关闭时间测试，阀门开关动作过
25、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。1.5.3 燃气轮机组轴系应至少安装两套转速监测装置在不同的转子上。两套装置转速值相差超过30r/min后DCS应发报警。技术人员应分析原因，确第 9 页共15页认转速测量系统故障时，应立即处理。1.5.4 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。1.5.5 透平油和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。1.5.6 透平油和液压油的油质应合格，在油质不合格的情况下，
26、严禁燃气轮机组启动。1.5.7 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作时，禁止燃气轮机组运行（超速试验所必要的启动、并网运行除外）。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。1.5.8 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应进行甩负荷试验。1.5.9 机组正常停机时，严禁带负荷解列。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。1.5.10 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能
27、必须符合要求，否则不得投入运行。油系统冲洗时，电液伺服阀必须按规定使用专用盖板替代，不合格的油严禁进入电液伺服阀。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。备用伺服阀应按照制造商的要求条件妥善保管。1 5 1 1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止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。否则严禁机组启动。6.防止燃气轮机轴系断裂及损坏事故1 6 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时瓦振、轴振应达到相关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。第10页共15页1.6.2发生下列情况之
28、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)燃气辅助关断阀、燃气关断阀、燃气控制阀任一阀门严密性试验不合格。(7)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阀活动试验不合格。(8)任一燃气轮机排气温度测点故障。(9)燃气轮机主保护故障。1.6.3 燃气轮机组应避免在燃烧模式切换负荷区域长时间运行。1.6.4 严格按照超速试验规程进行超速试验。1
29、.6.5 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。1.6.6 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10.10.1条规定的各项措施。1.6.7发生下列情况之一，应立即打闸停机：(1)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0.09m m,超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.25mm应立即打
30、闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的2 5%,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1 0 0%,应立即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行。第11页共15页(6)运行中发现燃气泄漏探测器动作或检测到燃气浓度有突升，达到停机条件，立即打闸停机；尚未达到停机条件，应立即申请检查处理。1.6.8 机组发生紧急停机时，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。169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
31、严重刮缸时，应立即停运盘车，采取闷缸措施4 8 h 后，尝试手动盘车，直至投入连续盘车。1.6.1 0 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。1.6.1 1 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、泵体，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。1.6.1 2 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摩损，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。周期应按制造商要求或严于厂商要求的相关规范执行。1.6.13 严
32、格按照燃气轮机制造商的要求，定期对燃气轮机孔窥检查，定期对转子进行表面检查或无损探伤。按 火力发电厂企属技术监督规程(D L/T4 38)相关规定，对高温段应力集中部位应进行表面检验，有疑问时进行表面探伤。若需要，可选取不影响转子安全的部位进行硬度检验，若硬度相对前次检验有较明显变化时应进行金相组织检验。1.6.14 离线水洗完成后应按设备厂家要求进行甩干或烘干，不得在离线水洗后直接停机闲置。1.6.15 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、定子铁芯支架螺栓，并应有完善的防
33、松措施。绘制平衡块分布图。第12页共15页(3)各联轴器轴孔、轴销及间隙配合满足标准要求，联轴器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良好，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。1.6.16 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。1.6.17 严禁使用不合格的转子，已经过制造商确认可以在一定时期内投入运行的有缺陷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。1.6.18 建立燃气轮机组试验
34、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。1.6.19 建立燃气轮机组事故档案，记录事故名称、性质、原因和防范措施。1.6.20 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；转子金属监督技术资料。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。7.防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故7.1.法规 标准为防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故，应严格执行下列法规
35、、标准：城镇燃气设计规范GB 50028-2006爆炸危险环境电力装置设计规范GB 50058-2014火灾自动报警系统施工及验收标准GB 50166-2019石油天然气工程设计防火规范GB 50183-2015电力设备典型消防规程DL 5027-2015燃气电站天然气系统安全管理规定国能安全(2015)450号第13页共15页7.2.标准的相关规定以及下列标准的相关规定：燃气电站天然气系统安全生产管理规范GB/T 36039-2018城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程CJJ 51-2016城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程CJJ 95-2013燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定DL/T
36、5174-20207.3.重点要求并提出以下重点要求：1.7.1 天然气管道放散塔或放空管的设计和安装，应满足现行 石油天然气工程设计防火规范（GB 50183）中对高度和周围环境相关规定。1.7.2 严禁燃气管道从管沟内敷设。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，合理设置现场燃气泄漏检测器，防止燃气泄漏引起意外事故。1.7.3 对于与燃气系统相邻的，自身不含燃气运行设备，但可通过地下排污管道等通道相连通的封闭区域，也应装设燃气泄漏探测器。1.7.4 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
37、.7.5 新安装的燃气管道应在24h之内检查一次，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。1.7.6 燃气泄漏量达到测量爆炸下限的20%时，不允许启动燃气轮机。1.7.7 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达到爆炸极限而产生爆燃事故。1.7.8 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。1.7.9 严禁在运行中的燃气轮机周围进行燃气管道燃气排放与置换作业。1.7.10 严禁在燃气泄漏现场违规操作。消缺时必须使用铜制专用工具，防止处理事故中产生静电火花引起
38、爆炸。1.7.11 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、气体检漏仪等必要电子设备，操作阀门尽量用手操作，必要时应用铜制工第14页共15页具进行。严禁使用非防爆型工器具作业。1.7.12 进入燃气系统区域(如调压站、燃气轮机间、前置模块等)的人员必须穿防静电工作服。不得穿易产生静电的服装、带铁掌的鞋，不得携带移动电话及其他易燃、易爆品进入燃气系统区域。燃气区域禁止照相、摄影。1.7.13 进入燃气系统区域前应先通过消静电装置消除静电。1.7.14 在燃气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地点测量空气所含燃气浓度不得超过爆炸下限的2 0%,其中甲烷浓度
39、不得超过 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。1.7.15 燃气调压站、前置模块等燃气系统应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。1.7.16 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。1.7.17 严禁未装设阻火器的汽车、摩托车、电瓶车等车辆在燃气轮机的警示范围或调压站内行驶。1.7.18 应结合机组检修，对燃气轮机仓及燃料阀组间燃气系统进行气密性试验，对燃气管道进行全面检查。1.7.19 机组停运时，禁止采用向燃料关断阀后通入燃气的方式对燃气透平及其他管道设备进行法兰找漏等试验、检修工作。1.7.20 在燃气管道系统部分投入燃气运行的情况下，与充入燃气相邻的、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。1.7.21 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(0.4MPaVPW4.0MPa)应 每 3 年一次。10年以上的管道每2 年一次。1.7.22 燃气调压站内的防雷设施应处于正常运行状态。每年应进行两次检测，其中在雷雨季节前应检测一次，确保接地电阻值在设计范围内。1.7.23 露天布置的调压站、前置模块等燃气系统，应建立并严格执行管道、阀门等设备的定期保养制度，避免设备产生严重锈蚀。第15页共15页