原文：“为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真《防止20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》[(85)电生火字87号、基火字64号]等有关规定，并提出以下重点要求。”
　　第一节  防止汽轮机转子弯曲
　　一、条文 1．1、 1．1．1～ 1．1．10
　  1．1  应具备和熟悉掌握的资料。
　　1．1．1  转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅)，最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。
　　1．1．2  大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振值)，最高点在圆周方向的位置。
　　1．1．3  机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。
　　1．1．4  正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。
　　1．1．5  正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
　　1．1．6  停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。
　　1．1．7  通流部分的轴向间隙和径向间隙。
　　1．1．8  应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。
　　1．1．9  记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。
　　1．1．10  系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。”所有现场工作人员都应该熟悉掌握机组的重要设计、制造和运行的数据资料，尤其是运行人员更应       
　　           该熟悉机组运行规程。通过对一些技术数据，就能了解机组的运行状态；通过定时记录重要数据的变化，就能发现机组存在的问题和即将发生的事故，以便于及时处理和防止重大事故的发生。
　　二、条文 1．2、 1．2．1、 1．2．2
    1，2  汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。
　　1．2．1  大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。
　　1．2．2  大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0．02mm。”根据多起汽轮机转子弯曲事故的发生情况来看，多数重大事故的先兆都能通过机组的一些重要仪表来显示出来的。例如：轴向位移突然增大、振动突然增大
           、晃动突然增大、胀差值突然变化、油压突然降低、上下缸温差增大、主蒸汽温度突然降低等。因此，机组的重要表计和保护必须投入运行，以防止重大事故的发生。对于转子晃动的监视，要高度重视转子晃动值的相位测量。由于转子
　　        晃动值是 一个向量，只有对其的绝对值和相位同时进行比较，才能真正地评定其是否发生变化。目前，大多数电厂运行人员对起动前转子晃动值的相位不重视、不了解，在转子上不做标识，仅凭转子晃动的绝对值作为起动前的判据是
　　        错误的， 并容易造成误判断而酿成事故的发生。因此，在转子晃动测量时，除了测量出转子晃动的绝对值外，还应测量其相位。机组起动前应将转子晃动的绝对值和相位变化作为机组能否起动的判据。
　　三、条文 1．2．3、 1．2．4
　　1．2．3  高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。
　　1．2．4  主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。”运行中机组的汽缸上、下缸温度测点必须齐全、准确，汽缸上、下缸温差必须在规定要求的范围内，以防止过大的缸体热变形。为了防
　　         止进入汽轮机中的主蒸汽带水，要求主蒸汽过热度最低不能低于50℃，其温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不能超过额定蒸汽温度。
　　         例如：1995年6月，沈海热电厂发生2号200MW机组高压转子弯曲事故。其事故
　　         原因如下：
　　         (1)高压内缸上、下壁温度测点损坏，起动中无法监视高压内缸上、下壁温度变化。
　　         (2)冲转前，机侧主蒸汽温度只有200／220℃，暖管时间短，而在主蒸气压力1．6MPa下对应的饱和温度为204℃，过热度只有16℃，导致汽轮机进水，高压内缸上、下缸温差增大，从而造成了高压转子弯曲事故。
　　四、条文 1．3、 1．3．1、 1．3．2
　  1．3  机组起、停过程操作措施。
　　1．3．1  机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2—4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。
　　1．3．2  机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。”在机组正常起动、停机和事故工况下，正确投入盘车，是避免转
　　        子发生永久性弯曲事故的重要措施之一。为了避免出现转子发生永久性弯曲，要求在机组起动前至少连续盘车2—4h，热态起动时至少连续盘车4h。如果盘车过程中发生盘车跳闸或由于其他原因引起的盘车中断，都应重新计时。振动
　　        是转子发生弯曲最明显的标志，如果机组在起动过程中因为振动异常而必须回到盘车状态时，则应认真检查、分析引起振动的因素，在没有明确结论时，严禁盲目起动。如果具备了起动条件，则还应连续盘车4h后方可起动。
　　例如：1995年3月，通辽发电总厂发生4号200MW汽轮机高压转子弯曲事故。其事故原因是由于机组在停机处理缺陷后，再次起动升速时2号轴承发生振动，在没有查明事故原因的情况下，93min内连续起动4次，使高压转子与前汽封发生摩擦从、
　　      而导致了转子弯曲事故的发生。
　　五、条文 1．3．3～ 1．3．5
　　 1．3．3  停机后立即投入盘车。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，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后再手动盘车
　　         180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。
　　1．3．4  停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180℃，待盘车正常后及时投入连续盘车。
　　1．3．5  机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。”近年来，转子弯曲事故仍不断出现，由于未能正确投入盘车和采取必要的措施，导致了多起转子发生永久弯曲事
　　         故。重点强调并重申，当盘车盘不动时，决不能采用吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏。同时可采取以下闷缸措施，以清除转子热弯曲。
　　        1)尽快恢复润滑油系统向轴瓦供油。
　　        2)迅速破坏真空，停止快冷。
            3)隔离汽轮机本体的内、外冷源，消除缸内冷源。
            4)关闭进人汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。
            5)严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。
            6)当汽缸上、下温差小于50℃时，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转180 °进行自重法校直转子，温度越高越好
　　        7)转子多次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。
　　        8)开启顶轴油泵。
　　        9)在不盘车时，不允许向轴封送汽。
　　   目前，通过采取闷缸措施，已成功避免了多起转子发生永久弯曲。
　　例如：1995年青岛电厂一台300MW机组，发生油系统断油，机组被迫紧急停机。停机后大部分轴承钨金熔化，电动连续盘车盘不动，用吊车强行盘车也盘不动，之后采取闷缸措施，从而避免了转子发生永久弯。
　　又如：1996年山东胜利发电厂一台200MW机组，汽轮机进水、振动超标，紧急停机后盘车投不上，随后果断采用闷缸措施，机组再次起动后，一切正常，证明转子未产生永久弯曲。
　　又如：1997年十里泉电厂一台300MW机组在试运期间，因两台小汽轮机故障而跳闸。再起动时，因高压旁路减温水逆止门不严，使汽轮机进水，振动超标，被迫打闸停机。停机后，电动盘车投不上，采用吊车强行盘车，钢丝绳被拉断，此时高、
　　      中压缸内缸上、下温差已大于180℃。之后采用闷缸措施，机组再次起动后，一切正常，也证明转子未产生永久弯曲。
　　六、条文 1．3．6
  1．3．6  机组热态起动投轴封供汽时，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。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。”机组热态起动时，选择正确的轴封供汽
　　      和抽真空方式，是防止汽轮机转子弯曲的重要措施。为了防止抽真空时抽人冷空气，要求抽真空前必须投入盘车和先向轴封供汽。在向轴封供汽时，要根据不同的汽缸金属温度选择不同的轴封汽源，以降低该处热应力。停机后，为了防
　　      止冷空气漏人汽缸内，要求必须先破坏真空，并确定真空已经到零后，方可停止轴封供汽。
　　例如：1994年2月，丰镇发电厂发生2号汽轮机高压转子弯曲事故。事故发生在机组停运后，当时高压缸金属温度406℃，由于轴封供汽门不严，锅炉的低温蒸汽经轴封供汽门漏人汽缸，转子局部受到急剧冷却，使高压转子发生永久性弯曲事故。
　　七、条文 1．3．7、 1．3．8
    1．3．7  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。
　　1．3．8  停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。”防止汽轮机进水、进冷汽是防止汽轮机转子弯曲的重要措施之一。因此，在机组起动、运行中和停机后，应严密监视高低压加热器、凝汽器、除氧器、各
　　         疏水联箱的水位。在机组起动前，主、再热蒸汽管道必须充分暖管、疏水，并确保疏水畅通。否则，一旦汽轮机进水或进冷汽，转子将局部受到急剧冷却，并将导致转子永久性弯曲事故的发生。
　　例如：1993年11月，洛河电厂发生2号机组转子弯曲事故。事故是由于在机组起动过程中，由高压缸旁路系统向高压缸进水，高压缸上、下缸温差达200℃，导致了高压转子发生永久性弯曲事故。
　　又如：1990年10月朝阳发电厂发生200MW汽轮机中压转子弯曲事故。其事故原因是由于机组在运行中4号低压加热器满水进人中压缸，中压缸上、下缸温差达264℃，造成了中压转子发生永久性弯曲事故。
　　又如：1994年2月，北京第一热电厂发生4号机组转子弯曲事故。其事故原因是在4号机组停机盘车时，由于凝汽器远方电子水位计失灵，使凝汽器满水进入汽缸，上、下缸温差大于200℃，导致了汽轮机转子发生永久性弯曲事故。
　　八、条文 1．3．9、 1．3．10
    1．3．9  起动或低负荷运行时，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，应及时切断减温水。
　　1．3．10  汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。”机组在起动过程中和低负荷运行时，由于再热蒸汽流量很小，如果投入减温水会引起再热蒸汽带水。锅炉熄火或机组甩负荷时应及时切断减温
　　         水，也是为了防止汽缸进水、进冷汽。汽轮机在热态下，如果要进行锅炉打水压试验，必须保证主蒸汽、再热蒸汽系统的截止门行锅炉打水压试验。
　　例如：1983年6月，清河发电厂发生7号汽轮机转子弯曲事故。其事故原因是由于在停炉操作尚未全部结束，而锅炉正在补水过程中，运行人员工作不负责任，将锅炉补水变成了满水打压，使低温蒸汽进入汽缸，在上、下缸温差增大，汽
　　      缸、隔板套变形，动静部分间隙变小的情况下，仍按照正常工况起动，结果造成了高压转子发生永久性弯曲事故。而且在起动过程中，机组发生剧烈振动后，运行人员在没有查明原因的情况下，又两次强行起动，加重了设备的损坏程 
　　      度。
　　九、条文 1．4、 1．4．1～ 1．4．3
    1．4  发生下列情况之一，应立即打闸停机。
　　1．4．1  机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0．03mm。
　　1．4．2  机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0．10mm或相对轴振动值超过0．260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
　　1．4．3  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0.080mm，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；当轴承振动变化±0．015 mm或相对轴振动变化±0．05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动 
　　         突然增加0．05mm，应立即打闸停机。”重申并规定了机组在起动和运行中轴承和轴振动的要求值和极限值，强调了在机组起动或运行中振动超标的打闸停机条件，特别强调要高度重视振动相对变化值，轴承振动变化±0．015mm或相
　           对轴振动变化±0．05mm，就应查明原因并设法消除；当轴承振动突然增加0．05mm时，就应立即打闸停机。
　　例如：贵溪电厂发生4号125MW机组转子弯曲事故。其事故原因是由于转子存在较大的原始动不平衡量，使转子产生较大的不平衡振动，而暖机转速又过于接近高、中压转子的临界转速，使转子产生共振，同时动静间隙又过小，使转子发生动静
　　      部分碰磨，最终导致了汽轮机转子发生永久性弯曲事故。
　　十、条文 1．4．4、0．1．4．5
    1．4．4  高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。
　　1．4．5  机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在lOmin内突然下降50℃。在机组运行中，要经常注意监视缸温和主汽温度的变化，特别要注意的是上、下缸温差增大和主蒸汽温度的急剧下降，如果发现上、下缸温差增大或主蒸汽温度下降的趋
　　         势，应及时调整。主蒸汽温度下降太快是过水的征兆，不但增加热应力，而且也可能引起剧烈的热变形，将导致动、静部分摩擦与转子永久性弯曲。
　　例如：1986年1月，富拉尔基第二发电厂发生1号200MW汽轮机转子弯曲事故。其事故原因是由于在机组滑停时，主蒸汽温度降得太快，使转子受到急剧冷却，动静发生摩擦，而造成了转子发生永久性弯曲事故。因此，要求在机组滑停时，要严格
　　        控制降温速度，保证各参数在规定范围内。在停机过程中，如发现有异常情况，应立即打闸停机。
　　十一、条文 1．5
    1．5  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℃。”汽缸两侧及上下保温应完整，应使用保温性能良好的保温材料，保温层的厚度应达到设计规程要求。经常检查
　　      汽缸的保温情况，发现保温层有脱空、脱落现象时，要及时处理。汽缸保温的施工工艺和材料，必须保证在停机后的上、下缸最大温差不超过50℃。由于石棉材料是制癌物，因此要求禁止使用。已有的石棉保温，也应结合检修进行更换
　　      为硅酸铝纤维毡等保温材料。
　　十二、条文 1．6～ 1．9
    1．6  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。
　　1．7  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。
　　1．8  门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。
　　1．9  高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。”疏水系统的设计必须合理，疏水系统的阀门、联箱标高、联箱水位自动控制装置应能保证蒸汽管道和汽缸的疏水畅通。疏水系统、减温水系统的阀门必须保证关闭
　　      严密，其自动装置应安全可靠。高压加热器应装有紧急疏水阀，该紧急疏水阀应有水位高联动开启和远方操作的功能。为了防止从除氧器通过门杆漏汽向回返冷汽，要求门杆漏汽至除氧器上应设逆止门和截止门，并应保证该逆止门和截
　　      止门严密。
　　十三、条文 1．10
    1．10  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压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。”近年来，汽轮机进水和进冷汽造成转子弯曲事故仍频繁发生，特别是300MW合缸机组较为突出，多发生在高中压轴封段
　　     处，应引起重视，除应加强运行管理外，还应深入分析疏水系统存在的问题，并加以改造和消除隐患，以防止进水事故的继续发生。
　　原文：  “ 1．11  机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是转子弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。
　　1．12  凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。”监测仪表对于运行人员了解和掌握机组运行状态至关重要，如果没有完好、准确监测仪表就等于失去了有效监督机组运行状态的眼睛。因
　　      因此，要求监测仪表必须完好、准确，尤其是重要仪表更应定期校验、100％投入运行。机组报警装置必须保证完好、投入。凝汽器的水位报警装置，要求在停机后也能正常投入，以防止停机后凝汽器满水进入汽缸。除氧器的高水位报警
　　      必须投入，高水位自动放水装置必须好用。
　　例如：1994年2月，北京第一热电厂发生4号汽轮机停机后汽缸进水造成转子弯曲事故，其中汽轮机进水的主要原因就是由于凝汽器远方电子水位计失灵，就地水位计的玻璃管锈渍严重，很难看清水位。另外，运行人员对待工作责任心不强，也
　　      是这次事故发生的重要原因。
　　十五、条文 1．13
    1．13  严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。”
　　    总结汽轮机以往所发生的转子弯曲事故，发现大多数的事故在发生、发展过程中都有运行人员违章操作、领导违章指挥的成分，违章操作和操作不当往往是事故的直接原因或者是事故扩大的原因。
　　    因此，要求运行人员必须遵守运行规程，一切操作要按规程的规定操作，不要因为某个领导的指挥而违背运行规程。检修人员在大修时，要严格按照规程规定的项目进行，确保检修质量，消除设备隐患。
　　第二节  防止汽轮机轴承烧损
　　一、条文 2．1
    2．1  汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，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。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。”汽轮机的调速油泵、交流润滑油
　　    泵、直流润滑油泵应定期进行试验，以确保能处于良好的备用状态。所有油泵的联动装置必须定期进行试验，以确保停机或发生异常情况时能及时联动，保证机组不发生断油烧瓦事故。没有同轴主油泵的汽轮机组，作为主泵的润滑油泵和
　　    作为备用的润滑油泵要定期轮换运行，联锁开关必须在投入状态，并且直流油泵严禁设置任何保护。
　　例如：1994年3月，珠江电厂发生2号300MW机组的轴承烧损事故。其事故原因是由于保护误动作，使发电机解列，主汽门关闭，润滑油压随转速下降而降低，当油压降至0．07MPa和0．06MPa时，交、直流润滑油泵没有联动，而运行人员也
        没有严密监视润滑油压，手动开启交、直流润滑油泵不及时，导致了机组轴承严重烧损事故的发生。
　　又如：青岛电厂300MW机组的直流油泵，在系统设计时未设任何保护，但在制造厂家出厂时自带有保护电机过热的热偶保护，在紧急状态下直流油泵在运行中热偶保护动作，直流油泵跳闸，造成了机组轴承烧损事故的发生。
　　二、条文 2．2
    2．2  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。”为了防止在油系统切换过程中发生断油，要求在汽轮机油系统
　　      进行切换操作时，应严格按照运行规程规定的操作顺序缓慢进行操作，严密监视润滑油压是否发生变化，并且操作应该在指定监护人的监护下进行，严防由于误操作而引起的机组轴承烧损事故。
　　例如：1986年4月，佳木斯发电厂7号机组起动并网后，在投入1号冷油器时由于运行人员误操作，即误将冷油器油侧出口门关死，造成了机组轴承烧损事故的发生。
　　三、条文 2．3— 2．5
    2．3  机组起动、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。
　　2．4  在机组起停过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。
　　2．5  在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。”在机组运行中，各支持轴承、推力轴承和密封瓦的金属温度，均不应高于制造厂规定值，一般在90℃以下，主要温
　　      度测点紧贴钨金面的允许金属温度到95℃。引进型机组一般为107℃报警，112℃应紧急停机。回油温度不宜超过65℃，超过75℃时应立即打闸停机。在机组起停过程中，要严格按照制造厂的规定起停顶轴油泵。如果出现可能引起轴承损
　　      坏的异常情况时，必须查明原因，并确认轴承没有损坏后，方可起动汽轮机。
　　四、条文 2．6
　  2．6  油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。”油箱的油位、油压、油温是运行人员需要监视的重要表计，并且油位、油压、油温的报警、联锁和保护装置必须安装齐全，指示正
　　      确，并定期进行校验，如发现缺陷应立即处理好，以免留下事故隐患。
　　五、条文 2．7、 2．13
　  2．7  油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。
　  2．13  安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。”汽轮机起动前，油质必须合格。油质不合格或油中含有杂质和含水量超标时，禁止向各轴承、密封油系统充油，并且应连续投入油过滤设备直至油质合格。油净
　　       化装置必须伴随机组连续运行。在油质不合格时，如果起动汽轮机，可能导致重大设备事故的发生。
　　例如：1991年1月，沙岭子发电厂发生300MW机组轴承损坏事故。在机组试运行过程中，4—7号轴承轴颈、轴承发生严重磨损，其原因是油质太脏所致。事故后，将冷油器解体检查中清理出很多焊渣，调节部套和轴承箱中发现有残留杂物。
　         因此，为了防止由于油质不合格引起的轴承损坏事故，要求安装和检修时要彻底清理油系统，确保油系统清洁和无杂物。
　　六、条文 2．8
    2．8  应避免机组在振动不合格的情况下运行。”
　　     机组在振动不合格的情况下运行危害很多。比如：转子和轴承由于长期处于振动状态下运行，其本身金属材料会产生疲劳，从而降低了其使用寿命。由于转子振动大会使轴承表面的钨金受到损害，轻者会出现钨金碾损现象，重者会发生
　　     轴承钨金脱胎甚至轴承烧损事故。而且转子振动过大，也易发生动、静部分摩擦。
　　七、条文 2．9
    2．9  润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0．08MPa时报警，降至0．07—0．075MPa时联动交流润滑油泵，降至0．06—0．07MPa时联动直流润滑油
　　      泵，并停机投盘车，降至0．03MPa时停盘车。”
　　      200MW机组曾发生过数起在润滑油压低联动交流、直流润滑油泵的过程中，轴承温度升高、机组强烈振动的事故。在其他类型的机组上也发生过类似现象。通过对事故过程分析和模拟试验的结果表明，按照原联动定值，在润滑油泵联动的
　　      过程中，轴瓦确实存在有瞬时断油和少油的时间段。为了确保在各种异常工况下轴承能正常工作，有必要提高其联动油压值。本措施已在部分100MW和200MW机组上进行了实施。对于润滑油压较低的机组，可根据机组的具体情况尽量提高
　　      联动油压。低油压联锁保护是汽轮机的最重要的保护之一，要求在每次机组起动前，必须进行该项保护试验，如发现问题，就不允许起动，否则将会造成严重后果。
　　例如：1994年3月，珠江电厂发生2号300MW机组轴承烧损事故。它就是由于联锁保护系统存在问题，在发电机解列并出现润滑油压低之后，润滑油泵没有自动联动，BTG盘也没有发出低油压的声光报警信号来提醒运行人员，因而导致轴承烧损事
　　      故的发生。
　　八、条文
　　 2．10  直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。
　　2．11  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。”由于交流、直流润滑油泵电源不可靠或联动逻辑设计不合理，而造成了数起300MW机组轴承烧损事故。
　　例如：1994年一台引进型300MW机组，在事故紧急停机的过程中，由于设计变更有误(在调试过程中未能发现设计失误的隐患)，当润滑油压下降到0．084-0.077MPa时，交、直流油泵未能自动起动，运行人员又未能严密监视润滑油压，从而导致
　　     了轴承烧损事故的发生。
　　又如：1999年宝鸡二电厂一台300MW机组，由于送风机事故按钮触点绝缘低跳闸，造成机组跳闸、解列，保安段电源低电压保护动作，由于供电方式设计的不合理使交流润滑油泵失电，而直流润滑油泵因开关合闸回路故障又未能成功开，从而造
　　      成了轴承烧损事故的发生。
　　又如：1990年8月，辽宁发电厂发生14号200MW机组轴承烧损事故。其事故起因是由于6kV厂用电差动保护误动作，造成了正在运行的硅整流电源中断，而蓄电池又断电，致使14号机组单元室直流系统电源中断，高压油泵和交、直流油泵无法起
　　      动，造成了轴承烧损事故的发生。
　　因此，要求交流、直流润滑油泵应有可靠的电源，直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，各级熔断器应合理配置，以防止故障时因熔断器熔断而使直流润滑油泵失去电源。
　　九、条文 2．12
　  2．12  油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。”汽轮机油系统的管材要符合要求，变径管应采用锻制式，
　　      大管径可采用钢板焊制，禁止使用抽条冷作变径管。油系统的法兰应尽可能使用对焊短管法兰，使法兰焊接时不变形。为了防止由于阀门损坏造成断油事故，要求油系统严禁使用铸铁阀门。油系统阀门不得在水平管道上立式安装，以防
　        止由于门芯脱落导致油管道堵塞。为了防止误操作和在紧急情况下能迅速找到阀门，要求主要阀门要有明显的标志牌和挂有“禁止操作”警告牌。为了防止由于滤网堵塞而造成断油事故，在润滑油管道上不宜装设滤网。如果要装设滤
　　      网，则必须要有可靠的防止滤网堵塞和破损的安全措施。
　　十、条文 2．14
　　 2．14  检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。”主油泵出口逆止门不严或卡住，是造成停机过程中断油的主要原因。在运行中，如果出现主油泵出口逆止门不严或卡住现象，则会造成高压油经主油泵出口逆止门回
　         流，使油压大幅度下降而导致断油事故的发生。因此，为了防止停机过程中断油，特别强调检修中要认真检查主油泵出口逆止门的状态，以确保其灵活、关闭严密，以防止停机过程中断油事故的发生。
　　十一、条文 2．15
　　2．15  严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。”严格执行运行、检修规程，是防止汽轮机轴承烧损事故的重要措施之一。因为机组在运行中出现异常情况时，如果采取的措施得当，可能就会避免一次重大事故的发生。反之，就会造成
　　       一次重大事故。而且，事故时如果采取的措施不当，往往还会扩大事故的发展。因此，要求生产指挥和运行人员一定要严格遵守运行规程，按运行规程规定的程序进行操作，以避免重大事故的发生。
　　例如：1986年2月，富拉尔基第二发电厂发生3号200MW机组轴承烧损事故。其事故原因是由于在事故状态下，润滑油泵没能联动，而运行人员慌忙中又忘记起动润滑油泵，以致造成了轴承烧损事故的发生。润滑油泵没能联动的主要原因是热工人
　　      员严重违反检修规程，在没开工作票的情况下，在热控盘上工作，并把热工保护总电源开关断开，工作结束后又忘记合上，致使润滑油泵没能联动。对于轴承烧损事故后的处理，除修复轴承外，还应注意对轴颈可能产生硬化带和裂纹进