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（精品） 由于汽轮机轴承处在高转速、大载荷的工作条件下，所以要求轴承工作必须安全可靠，且摩擦力小。为了满足这两点要求，汽轮机轴承都采用以油膜润滑理论为基础供油，由供油系统连续不断的向轴承内供给压力、温度符合要求的润滑油。转子的轴颈支撑在浇有一层质软、熔点低的巴氏合金上，并作高速旋转，使轴颈与轴瓦之间形成油膜，建立液体摩擦，从而减小摩擦阻力。摩擦产生的热量由回油带走，使轴承温度始终保持在合理的范围之内。 轴承的工作情况主要依据轴承温度、轴承回油温度、轴承振动、轴系的稳定性等来衡量。影响轴瓦温度的因素有哪些： 1）轴瓦乌金工作面有脱胎、损伤现象，或与轴颈接触不均匀。若轴瓦有脱落、损伤会破坏油膜稳定性，接触不良会导致轴颈与轴瓦局部摩擦增大，轴瓦温度升高。 2）轴瓦载荷分配不均。轴瓦载荷分配不均造成的原因是转子中心偏差、轴承座温度和杨度变化、转子受到向下的力过大、轴振动过大、转速超过允许值、轴封漏汽引起轴承座标高发生变化等。对于动压式滑动轴承，如果轴承载载过轻，轴承油膜过厚，油膜容易失稳而发生油膜振荡；如果轴承载荷过重，油膜容易破裂而产生轴瓦和轴颈局部干磨擦而使轴瓦温度升高。 3）轴承润滑油温度过高。油温度过高或过低、润滑油黏度不合格、油流量过大或过小、润滑油短油、回油不畅、油质不良或油质恶化、润滑油油压力过低或过高、油流中或轴承内存在气体或杂物、顶轴油管逆止阀不严油膜压力下降等都会造成轴承润滑油温度过高，使得润滑油失去润滑冷却效果，使轴瓦温度升高。 4）润滑油量影响。轴承润滑油有润滑和冷却功能，如果轴瓦进油量不足或排油不畅，使得运行中产生的热量无法及时带走，就会导致轴瓦温度偏高。 5）轴瓦油隙不合格也会造成轴瓦温度高。轴瓦与轴顶部间隙过小，机组高速旋转过程中紧力大，油膜受到破坏，导致轴颈与轴瓦乌金表面干摩擦，造成轴瓦温度升高。 6）缸热量辐射影响。轴瓦附近若汽缸保温效果不好，会导致汽缸热量直接辐射轴瓦，导致温度升高。 7）轴瓦安装有问题，使轴瓦球面自动调整能力差或进油孔处垫铁接触不好。轴承紧力过大、轴承底座垫片过多、可倾瓦垫块方向装反限制了活动范围、轴承安装偏斜、轴承与轴颈杨度不一致（不同心）等，都可能是轴瓦自动调整能力变差，从而使轴瓦温度升高。 8）温度测量存在错误，轴承温度测量系统异常。例如温度测量元件损坏、温度测量后补偿方法或标准不对、安装不正确、温度补偿系统受外界干扰等，都会使测温产生误差。 轴承是汽轮机的重要组成部件，其温度过高，不仅会损坏部件，甚至会被迫停机，造成损失，为电力生产带来了安全隐患。通过了解影响轴瓦温度的主要因素，结合实际情况分析并与影响因素对比，找到影响汽轮机轴瓦温度的根本原因。
一、机组运行的组织安全措施（严格按照运行部的规定执行） 1、加强运行人员的值班纪律，提高值班质量 2、严格执行“两票三制”，规范管理 3、加强设备巡回检查、提高巡检质量，及时发现、消除设备缺陷，提高设备运行的可靠性 4、认真执行值际竞赛考核管理办法，加大考核力度，抓好指标管理工作 5、严格执行设备定期切换、试验制度，确保设备良好备用 6、加强培训，运行各岗位人员应熟练掌握专业制定的各项措施和事故处理预案，对于机组运行中出现的异常情况要及时进行判断、处理，防止事故扩大； 7、当出现单台辅机设备运行时，专业要及时下发运行措施，各值要针对专业下发的运行措施进行必要的学习和事故预想，确保在出现异常时能及时正确的进行处理。
二、防止人员误操作的安全措施 1、严格执行工作票 、操作票制度； 2、所有操作要做好联系汇报工作，操作前要向专业人员汇报，大型操作专业人员要到现场把关监护； 3、操作前要进行设备的危险因素分析、操作注意事项，监护人在安排工作时要对相关技术措施向操作人进行交待 4、操作前要分工明确、安全责任落实到人； 5、检修后的设备试运行时，检修人员必须在场，具备启动条件后，方可联系启动设备； 6、在重要运行操作开关上防护罩子，防止误停、误碰设备； 7、盘上的重要操作单元长应指定专人进行监护。 三、防止设备损坏造成非停的安全措施 一单元： 1、主汽参数异常变化措施： 1）监盘时认真监视参数变化，参数变化后及时联系锅炉进行调整； 2）参数变化后严格执行规程规定，特别是在汽温降低后要及时疏水防止发生水冲击； 2、机组真空下降措施： 1）正常运行中要对运行中的循环泵、射水泵状况进行监视，出现异常情况要及时联系检修处理； 2）定期切换循环泵、射水泵，确保备用设备良好； 3）凉水塔补水系统出现故障时要及早汇报调整水塔水位，确保水塔水位不低于1.4米； 4）正常运行中循环泵、射水泵、相关负压系统在检修时要做好安全措施，确证不影响机组正常运行方可开工，同时做好相关的事故预想； 5）冬季两台循环泵运行期间要做好防止运行泵掉闸的事故预想，同时两台备用泵必须投“备用位”，遇有一台泵检修时，应保持三台循环泵运行； 6）射水泵运行中掉闸应及时关闭轴加排汽至射水抽气器门。 3、轴向位移大措施： 1）运行中经常监视串轴、推力瓦温度、推力瓦回油温度的变化，发生大幅变化后要及时分析原因采取措施； 2）在轴向位移增大后要按照规程规定逐步进行处理，防止事故扩大； 4、厂用电部分中断措施： 1）各值班员要熟悉厂用电部分中断的现象，根据现象及时判断事故性质采取相应措施； 2）厂用电中断后要及时安排人员检查就地设备运行情况（排烟风机、高加进汽门）； 3）厂用电部分中断后公用盘应注意检查循环泵运行情况，检查掉闸泵出口门是否联关否则就地关闭，检查备用泵是否联动否则抢合； 4）厂用电部分中断循环水影响到相邻机组的真空应及时调整#2、3循环泵联络门，确保另一台机组的安全运行； 5）厂用电部分中断造成射水泵掉闸应及时到就地关闭轴加排汽至射水抽气器门； 5、主机油压低措施： 1）正常运行中严密监视主机油压变化，发生大幅变化后要及时分析原因采取措施； 2）进行低油压定期试验时要严格执行规程规定，在恢复低油保护前要确保润滑油泵已备用、就地压控处润滑油压已正常，各压控表门已开启； 3）进行定期油泵启动试验工作时，在操作出口门的过程中就地与主控要随时保持联系，严密监视润滑油压变化，出现异常要及时采取措施，试验结束要检查油系统所操作阀门全部恢复正常后再联系热工投入低油压保护； 4）正常运行中解列、恢复一台冷油器要严格执行操作票制度并由专业把关； 6、锅炉灭火处理预案 现象：锅炉灭火后主汽压力、负荷迅速下降； 处理： 1）确证锅炉灭火后，立即降负荷，并结合主汽压力将负荷减至最小（依据压力降负荷，防止速度过快，导致炉安全门超压动作，使除氧器水位下降过快；在保证排汽温度的前提下，尽量将负荷降的低一些，以保证锅炉有足够恢复时间，但不得降至零，否则由于摩擦鼓风将使排汽温度升高）； 2）盘上关闭三抽电动门、前轴封溢汽电动门，节流凝水至除氧器电动门、调整凝水再循环电动门（凝水管道发生振动，再关闭凝水电动门），关闭门杆漏汽至除氧器手动门； 3）给水盘根据除氧器压力调整进汽电动门，开启#2给水泵再循环电动门，除氧器水位下降较快，开大#2机补水，并注意调整#2给水泵工作油温； 4）高加水位无法维持，通过事故放水进行调整； 5）严密监视主汽温度的变化，并注意自动主汽门、调门处的检查，发现有水冲击象征，应立即打闸停机；主汽温度480℃，开启主汽管、导管、调门、汽缸疏水，主汽温度460℃继续下降时，联系值长停机； 6）主汽单管温度急剧下降50℃或10分钟内下降50℃以上时打闸停机； 7）注意胀差变化，必要时倒汽封为三抽供； 8）锅炉恢复点火，按照规定加负荷，并对系统进行全面检查。 7、循环泵掉闸处理预案： 现象：主控公用盘上出现事故喇叭声响，掉闸循环泵电流到零、出口压力下降到零，出口电动门联动关闭，报警栏中显示#x循环泵掉闸、4台循环泵掉闸，并发出#x循环环泵掉闸光子，机组真空下降、排汽温度上升、负荷下降； 处理： 1)确证循环泵掉闸，立即检查备用泵联动情况否则抢合备用泵； 2)机组应根据真空调整负荷； 3）通知就地巡检人员立即检查掉闸泵出口门联动关闭，否则关闭入口门防止掉闸循环泵倒转，检查备有泵运行情况； 8、DCS系统故障预案： 1）DCS系统软光子无报警音响，报警后不能及时发现延误处理；措施：a、正常运行中当发出报警闪光灯后要及时打开画面进行确证；b、在出某些光子异常频闪频繁报警时，应立即联系热工进行处理，但对报警光子必须随时进行消除； 2）DAS系统双DPU掉：a、故障现象：DCS系统各操作员站画面中下列表计参数由绿变红色，变为坏点，颜色变为红色的参数显示值均保持故障前的数值不变，（画面所监视的温度、压力、流量、电流等参数）b、出现以上情况应立即切换到到“锅炉汽水系统画”中的左、右侧二级减温水操作器中监视到主汽温度。在“锅炉燃烧系统画面”的给粉总操器画面中可监视到锅炉过热蒸汽压力。C、处理：联系热工恢复，DAS系统DPU恢复运行，同时发“DCS节点离线”光子，随后以上表计恢复正常，重新投入同步器操作组运行。 3）MCS系统双DPU掉：a、故障现象：DCS系统各操作员站画面中所有调整门均不能操作；b、处理：联系热工恢复，MCS系统DPU恢复运行，同时发“DCS节点离线”光子，同时需将各调门进行手动、自动之间的切换，重新投入各调门运行。 4）FSSS系统双DPU掉：a、故障现象：DCS系统各操作员站画面中下列模拟量参数由绿变红色，变为坏点，颜色变为红色的模拟量参数显示值均保持故障前的数值不变，（具体是：轴向位移；高压缸胀差；低压缸胀差；轴瓦振动，低真空、低油压、串轴、电超速、高加、各段抽汽逆止门保护自动退出运行）；b、处理：联系热工恢复，FSSS系统DPU恢复运行，同时发“DCS节点离线”光子，联系热工将低真空、低油压、串轴、电超速保护投入运行，运行人员检查投入高加、各段抽汽逆止门保护。
二单元 1、日常维护注意事项 1、加强对各主汽门、调门控制块以及EH油系统的检查，发现有突发的重大渗漏点时，要及时解列泄漏的控制块或采取对应的隔离措施，并通知检修人员进行处理； 2、加强给水泵、凝结泵、定冷泵等转机油位的检查和维护，油位下降或漏油时，要及时联系综合班进行加油，并进行分析和汇报； 3、各设备滤网在机组正常运行中只允许有一组投入运行，另一组处于良好备用，对于切换后的滤网必须及时联系检修清理，清理完毕后及时恢复备用（注油或注水，排尽空气）； 4、对除氧器、凝结水箱以及定冷水箱和各加热器的水位要加强监视，做到超前调整，坚决杜绝缺水和满水事件； 5、低负荷运行时，要加强给水泵给水流量的监视和维护（给水泵入口流量小于150T/h时，再循环门快速开启），要确保汽包水位不出现大的波动而导致机组的不安全运行； 6、根据环境温度变化注意各设备油温、风温、线圈温度、轴承温度的调整和维护，确保不出现因温度高导致设备的掉闸事件； 7、严格执行机组排汽背压得设定要求，做好机组设备的防冻和防暑过夏工作，要特别注意夏季风雨天气对机组运行的影响； 8、各系统电动门、泵组正常运行时严禁上锁，必须处于良好备用，特殊情况必须汇报专业（故障设备或故障设备检查时、为确保系统安全必须开、关的电动门除外）； 9、巡检员要按照小神探系统规定的时间段进行巡检，任何值内人员不得随意更改小神探系统的设置。 10、给水泵倒泵按照操作必须执行操作卡。
2、主要参数异常变化措施 1、认真监盘，监视各参数变化正常，参数变化后要及时进行调整； 2、注意各自动调整装置的动作情况，自动跳闸后要及时进行调整投入； 3、当出现相关参数波动或失准并有可能导致设备掉闸或停运时，可联系热工进行强制，并履行相关手续。 4、各参数维护要严格执行规程规定，当危机设备安全运行时要果断及时执行紧停规定。 3、防止EH油系统泄露措施 1、EH油系统增加480mm油位低报警信号； 2、制定巡检制度，每班半小时对油系统进行检查一次
4、给水泵RB动作后处理： 1. 特殊运行工况时，若#1、3运行，#2泵在4秒内未联动或#1、2运行或#2、3运行时掉闸，则无备用泵，RB均动作。 2. 给水泵RB动作后，炉侧最终要维持两台磨煤机运行，磨组由上至下且每间隔2秒钟后要跳闸一台磨煤机，并自动投入下层油枪。 3. RB动作，检查A、B磨组运行正常，注意调整燃烧、汽包水位、炉膛负压等正常，主汽温度不得超出正常允许的范围。主汽温度在10分钟内直线下降50℃时，应执行紧停。 4. 检查机组控制方式由“协调”切至“机跟踪”，负荷自动减至150MW以下，此时检查RB保护应复位。 5. RB保护复位后，逐步调整燃烧，机组负荷可逐步增加至165MW，检查给水泵不超出力，只有待第二台给水泵启动后方可继续增加负荷。 6. 检查分析给水泵掉闸原因，若是误掉，全面检查后启动掉闸给水泵。 7. 掉闸给水泵启动后，逐渐开大勺管开度，待与运行泵勺管开度一致且汽包水位稳定时，投入自动，投入给水泵总操。 8. 给水泵启动正常后，炉侧可逐步增加燃料，恢复机组负荷。
5、机组协调控制、DEH运行措施 1. 加强DEH画面监视，确保异常情况能及时发现，此时应严密监视主汽门、调门动作情况；当发生负荷急剧变化而DEH系统不能自动控制时，应将DEH控制退出遥控方式，从DEH系统进行手动增减负荷至正常，速率可根据负荷变化的多少和主汽压力、汽包水位稳定等情况来定； 2. 遇有机组协调退出时，要注意控制方式的变动情况，如机侧无故障，可选机跟踪方式，以保持负荷压力相对稳定；如机侧故障，应果断切为“BASE”方式，进行人为控制操作；（因炉跟踪方式调试不合格，故不得使用） 3. 遇有DEH系统系统故障，诸如机组负荷大幅度波动、主汽门、调门显示异常，有不正常波动等现象，应注意机组控制方式的选择。属于单个主汽门或调门的异常，应及时联系热工进行控制接线、控制回路、控制卡件的检查；属于整体波动或故障，应检查EH油泵、油压或现场是否有泄漏等方面的检查，并结合机组的转速及负荷来进行检查处理；确证DEH 4. 系统故障且运行不正常时，可将DEH退出遥控，退出“OA”方式进行手动操作，要注意与炉侧压力、燃烧的协调配合； 5. 单侧主汽门关闭，机组运行时间不超过15分钟，其间要及时联系检修进行检查处理；无法处理时，应进行必要的联系汇报，执行紧急停机； 6. 当机组协调或DEH故障且负荷大幅度发生变化时，要注意各参数及辅机设备的运行情况，诸如汽包水位、主汽压力、各加热器水位、EH油压等； 7. 加强缺陷检修处理时的跟踪，了解如何处理、运行应注意哪些事项，哪些设备不得误动误碰等情况，为机组安全运行提供保障； 8. 加强联系汇报工作，重大异常要简明准确汇报清楚事件的现象和当前机组的状态，力求取得较为及时的技术沟通和支持。
6、高加保护动作后处理要点： 1. 高加保护动作后，如机组带300MW负荷时，应立降低机组负荷至正常；如机组带较低负荷（270MW以下）时，可以不进行降负荷或适当降至规定负荷，期间要注意监视机组的轴向位移、推力瓦温度和监视段压力的变化，并适当减弱燃烧，严禁机组长时间过负荷运行。 2. 高加保护动作机组降负荷时，严密加强主汽压力、汽包水位的监视以及与燃料量的配合，注意汽包水位及给水泵勺管开度变化，当自动调整困难时可切至手动调整，调整水位时应根据主汽流量和给水流量的变化幅度进行调整，勺管的开关幅度不太大，要尽量避免给水泵勺管的大开大关，防止水位大幅度波动。 3. 检查高加水侧三通阀切至旁路运行，高加水侧退出运行，检查各高加进汽电动门、抽汽逆止门联锁关闭，#1、2、3段抽汽管道疏水门联开（手动门关闭的要及时派人开启）。 4. 检查各高加内的水位情况，水位高时事故疏水应自动打开，否则手动开启，降水位至正常，必要时可复紧高加进出水门。 5. 检查分析高加保护动作原因，若为水位高保护动作，应通过历史趋势等确证为哪台高加水位高引起。无法判断时，可进行注水查漏。 6. 若为保护误动，在确证高加无内漏，保护动作信号消失后，按照投高加的要求，逐步投入高加水、汽侧。若存在内漏情况，应通知检修进行处理，并做好高加解列措施。 7. 处理过程中，应有专人监视调整主汽温度、汽包水位和燃烧工况，防止事件扩大。
7、辅机循环泵停运措施 1. 辅机循环泵带有机、炉、脱硫设备的冷却水，因此，当辅机循环泵发生故障处理时，必须要兼顾机、炉及脱硫所有设备的监视和处理； 2. 辅机循环泵掉闸后，必须加强所有使用冷却设备的油温、风温的监视； 3. 加强辅机循环泵前池水位的监视，保持前池两个入口滤网的洁净，无杂物堵塞； 4. 运行中一台辅机循环泵掉闸，要检查备用泵及时联动，否则手动启动； 5. 检查掉闸后的辅机循环泵不倒转，无大量泄漏； 6. 当出现一台循环泵向两台机供水情况时，必须根据主、辅机设备的油温、风温来带负荷或保一台机运行，采取措施时要迅速果断，并对次要设备或备用设备的冷却水进行调整；对于可以使用一期消防水的设备要及时进行切换运行，对于引风机油站可切至空冷运行； 7. 当三台辅机循环泵全部故障停运无法投入运行时，机组必须立即执行紧急停机，停机过程中必须加强对各设备的油温、风温、轴瓦温度的监视； 8. 辅机循环泵启动后，在恢复辅机设备冷却水时，必须要注意各冷却器内的介质温度，防止因温差大而导致换热器管束变形或泄漏。
8、仪用气系统运行措施 1. 仪用气压力低运行措施： ａ、仪用气压力低时，立即检查仪用气系统有无大量泄漏、气源阀门误关等现象，并立即检查空压机的运行情况； ｂ、加强各气动门的监视，保证开关位置正常； ｃ、加强机组运行情况的监视，防止因诸如个抽汽逆止门、高排逆止门等气动门关闭后影响机组的蒸汽流量而导致异常事件的发生； ｄ检查恢复仪用气压力正常。 2. 仪用气压力失去运行措施： ａ、当确证机组仪用气压力失去，应首先加强机组运行的监视，维持机组运行稳定。 ｂ、所有模拟量控制的气动调节阀应保持原位。若该调门不能保持原位，则可能为闭锁阀、保位阀故障或未调节好，诸如辅汽至轴封供汽阀、轴封溢流阀、轴封减温水、低压缸减温水阀。 ｃ、加强轴封参数和真空监视，必要时手动调整轴封供汽和轴封减温水。ｄ、所有开关量控制单电磁阀气动门失去压缩空气时，应保持原位，但气关门要全开，气开门要全关，诸如各抽汽逆止门前疏水阀、本体疏水阀、给水泵最小流量阀、真空泵入口蝶阀、高排逆止门、各段抽汽逆止阀等。 ｅ、汽轮机本体所有疏水门开启。 ｆ、当排气温度升高时，应手动投入低缸排汽减温水气动门旁路门。ｇ、汽机抽汽逆止门和高排逆止门有关的趋势或关闭，此时要注意机组及再热系统的运行情况，若压缩空气失去短时无法恢复，应申请停机。
9、锅炉灭火处理措施 1、锅炉发生MFT后，机组负荷将以80MW/min的速率降至30MW，控制方式变为DEH控制（DEH遥控退出），同时立即检查汽轮发电机转速和负荷情况，确定汽轮机的运行状态； 2、当机组负荷下降，立即切换阀门控制方式为单阀控制；负荷降至30MW左右时，如负荷出现波动，可通过DEH控制机组负荷在30MW左右； 3、严密监视主汽温度，检查关闭主再热汽疏水电动门，并开启手动门（减小主汽温度下降速度），其它高低压疏水联锁开启； 4、监视给水泵液联自动运行情况，当自动退出时，应手动置数给水泵液联，维持汽包水位在正常范围内，期间可根据水情况停运一台给水泵； 5、检查辅汽到为临机带，注意汽封压力调整，根据真空情况，可停止真空泵运行； 6、监视汽轮机缸温，检查各加热器疏水自动正常，否则开启事故水保持各加热汽水位正常，严防加热器满水； （等待锅炉点火）锅炉点火正常后，应加强燃烧，按照正常启动要求进行接带负荷； 7、当汽温下降441℃，手动启动润滑油泵和高压启动油泵； 8、当汽温下降至440℃，汽轮机掉闸（否则手动打闸），检查负荷到零，检查高中压主汽门、高中压调门及各段抽汽逆止门、高排逆止门、抽汽电动门均联锁关闭； 9、检查顶轴油泵应联锁启动，否则手动启动，保持两运一备，并开启主再热汽疏水电动门； 10、注意润滑油温油压和密封油系统运行正常，监视机组惰走时间和轴瓦振动、温度情况，转子静止后，投入盘车运行； 11、主、再热蒸汽温度在10分钟内下降,50℃，应手动停机； 12、锅炉点火后（尽可能投入上层油枪），根据汽温情况，开启高低压旁路，进行汽温提升； 13、根据缸温、主汽压力，确定冲转参数，至少应保持56℃以上的过热度； 14、汽轮机冲转，速率250～300MW/min，按照正常启动方法进行操作，注意顶轴油泵停运和润滑油泵停运切换； 15、检查机组瓦温、振动、声音、轴封压力等正常，检查各辅机设备运行正常； 16、按照正常带负荷要求逐步恢复机组至正常状态。
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