【精华版】火电机组重点补充反事故技术措施

1. 防止汽轮机大轴弯曲和动静摩擦

发生汽轮机进水或断油等原因造成动静部分摩擦从而无法正常投入盘车的情况时，按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全 [2014]161 号），应进行闷缸处理，而不应进行强制盘车或对汽轮机强行冲转。重点要求如下：

1.1 闷缸处理的操作措施

1.1.1 真空到 0kPa 。

1.1.2 关闭与缸体相连的所有疏水阀。

1.1.3 停止轴封供汽，抽真空装置停止工作。

1.1.4 除非出现厂用电消失、油系统着火等情况，顶轴油泵和润滑油泵应投入运行。

1.1.5 大轴暂不盘车。此时应注意上下缸温差，一般情况下无须处理，如果温差过大或温差增大过快，应怀疑是否有进水或进冷汽的可能性，应及时检查系统。

以上情况可维持缸温到 150℃ 以下，再及时处理。如果在闷缸处理过程中，情况好转，也可试投盘车，但必须达到如下条件：

（ 1 ） 润滑油泵和顶轴油泵工作正常，最高瓦温不大于 90 ℃。

（ 2 ）上下缸温差不大于 50 ℃。

（ 3 ）能手动试投盘车，异音消失。

（ 4 ）与盘车相关的设备运转正常，具备投盘车的条件。

1.1.6 对汽轮机运行过程中因断油确认瓦温异常升高（已达 200℃ 以上），同时确认轴瓦已烧毁的情况下，在油系统恢复正常后，禁止向汽轮机轴瓦重新供油，防止润滑油温度和轴颈温度的巨大温差导致轴颈表面瞬间产生大的热应力或轴颈表面产生裂纹，加重损伤汽轮机轴颈。

1.1.7 对汽轮机运行过程中因断油确认瓦温异常升高（已达 200℃ 以上），同时确认轴瓦已烧毁的情况下，除继续完善和监视闷缸措施的执行、监视闷缸的效果外，不要再试图强行重新投入盘车，直到机组具备揭瓦或揭缸检查条件。因为在轴瓦烧毁的情况下，各轴承中心已发生较大变化，汽轮机内部间隙也发生很大变化，盘车可能造成汽轮机内部动静碰摩，同时烧毁的轴瓦在盘车时也可能会加重轴颈损伤。

1.2 防范措施

1.2.1 要严密监视汽轮机缸体各部分的温度变化情况，尤其要注意上下缸温差的变化情况，遇到异常情况要迅速查明原因，及时排除。

1.2.2 高低压轴封要分别供汽，其供汽管应有良好的疏水措施，如果疏水系统存在问题，应择机进行改造，以消除隐患。

1.2.3 停机过程中，运行人员要按照规程要求确认疏水阀门已打开，一定要保证疏水畅通。机组启动前和停机后，应根据阀门检查卡对各疏水阀门的开关状态进行全面细致地检查，确保各阀门的开关位置正确。

1.2.4 注意监视汽包、凝汽器、除氧器水位的变化，水位保护应能正常投入，如发现异常应及时查明原因，予以处理，严禁凝汽器满水等事故发生。

1.2.5 运行过程中要加强对高、低压加热器水位的监视及控制，确保各加热器水位保护正常投入，严防因加热器管子泄漏、运行操作不当等因素而造成的汽缸进水事故。

1.2.6 要加强对高排逆止门及各抽汽逆止门、快关阀的试验及维护工作，确保在停机时高排逆止门及各抽汽逆止门关闭严密、动作迅速，防止蒸汽倒入汽缸内。

1.2.7 盘车投运过程中密切注意电流的变化。

1.2.8 停机时 , 汽机打闸后锅炉上水时应隔绝与炉侧联系的相关汽水系统，锅炉汽包水位不能超过最高限制水位。

1.2.9 对于进行汽轮机本体疏水系统改造的机组及新投产机组，必须研究汽轮机本体疏水系统的科学性、合理性，对相应的运行操作规程及时进行修改完善。

1.2.10 导汽管和主汽门前疏水应与调节级疏水隔离。

1.2.11 接在抽汽管道上的与汽缸连通的管道，应接在抽汽逆止门之后或在管道上单独安装逆止门，以确保不存在从抽汽管道倒水导致汽缸进水的隐患。

1.2.12 对于高加危急疏水与锅炉事故放水均排至定排扩容器（或其它同一个扩容器）的热力系统，当高加危急疏水与锅炉事故放水同时动作时，会导致高加危急疏水不畅，存在向抽汽管道倒水的隐患。存在类似系统的单位，应充分考虑在各种事故状态下扩容器的接收能力，联系有关设计或科研单位对扩容器的容量进行核算，确认扩容器是否能够满足各种事故状态下充分放水的需要，并制定相应防范措施。

2. 防止汽轮机、燃气轮机大轴磨损、轴瓦损坏或断油化瓦事故的补充要求

在做好国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第 8.4 条“防止汽轮机、燃气轮机轴瓦损坏事故”的基础上，补充以下措施：

2.1 润滑油系统应供油可靠

2.1.1 直流润滑油泵禁止安装跳闸保护，可以安装报警指示，禁止作为辅助油泵长期运行。

2.1.2 加强对主机高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵的维护，确保可靠备用。

2.1.3 加强主油箱油位监视。要完善油位就地和远程监视手段，加强现场巡回检查。运行班组每班进行主油箱油位计浮标活动试验，及时核对就地油位计与 DCS 油位信号，确保油位显示正确。对于油位突然升高或降低和缓慢持续升高或降低的情况（可考虑在 DCS 中对异常情况设置报警功能），要及时核对油位并尽快查找原因。

2.1.4 结合机组检修机会（特别是新投产机组的检查性大修），要加强对主油箱内部各法兰垫片、压力、取样等管道及接头、其它附属零部件的检查，不合格的密封垫片要彻底更换。

2.2 加强对主油泵及其联轴器的检查

对于主油泵轴与汽轮机主轴的联轴器，应结合机组检修机会加强检查，检查内容应包括联轴器的防松脱情况，润滑与磨损情况，两轴中心标高偏差、左右偏差情况，连接螺栓强度情况，必要时应对主油泵泵轴及联轴器、连接螺栓增加渗透、超声等有效的金属监督检查项目，并设立质检点及验收标准，发现异常及时处理。

2.3 确保主机转速测量可靠

主油泵泵轴或联轴器断裂后，会导致主机测速齿轮停转，从而导致主机转速监视和控制失灵，引发事故。在执行《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全 [2014]161 号） 8.1.9 条款要求基础上，装设在不同转子上的测速装置电源、测速探头、变送器及输入信号卡件应独立设置，并保证各部位转速探头测量准确可靠、回路正常工作，确保一套测速装置失灵时，另一套转速测量装置能够准确指示，装设在不同转子上的测速装置要一并纳入汽轮发电机组的转速控制和超速保护。加强维护消缺，保证转速装置准确可靠投入；转速表显示不正确或失效时，严禁机组起动；运行中的机组，在发现转速失去有效监视手段时，必须立即可靠停机。

2.4 严格按规定执行相关试验

严格按规定进行危急保安器有关试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。机组大修后必须按规程要求进行超速试验及汽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。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。

2.5 供热抽汽机组可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，防止抽汽倒流引起超速。

2.6 加强油务管理及润滑油、冷却水系统的参数监视及调整

2.6.1 加强润滑油的采购及补油管理。润滑油必须从正规渠道采购，尽量按与已注油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品进行采购，新购润滑油必须经过化验合格方可入库备用；向主油箱补加油，要按照《电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则》（ GBT 14541-2005 ）执行。

2.6.2 加强润滑油的化学监督及日常管理。认真开展润滑油指标监测等定期工作，出现指标异常时，要缩短化验周期并进行跟踪。要加强油箱放水管理，避免油箱长期积水造成油质劣化；在放水过程中要密切监视主油箱油位等参数；要通过统计历次放水量变化情况来判断有无异常，发现油箱异常进水，要及时放水并查找原因，并跟踪监督油质指标，加强滤油和油箱放水，直至指标合格 ; 加强油系统检修时的清洁管理，防止因油质变差造成轴颈磨损和轴瓦损坏。

2.6.3 加强润滑油冷油器水压运行调整。要完善油压和水压监测仪表，并定期核对仪表的准确性；水压应具备调节手段，保证在不同季节及运行工况下水压低于油压，必要时应对有关系统进行改造。

2.7 防止汽缸保温方式不当引起汽轮机转子轴颈油挡处严重磨损

2.7.1 加强对主汽轮机、给水泵汽轮机前后轴封处的汽缸保温情况的检查，对于汽缸与轴承箱上盖一并保温的、轴封端部与轴承箱体之间通风通道偏小的、或遗留杂物等情况，必须尽快安排整改。汽缸轴封处上部及左右两侧汽缸保温适当减薄，保温层表面与轴承箱体之间必须留出不小于 150mm 的通风通道，以充分释放裸露转轴产生的鼓风能量。

2.7.2 对于存在以上问题的机组，应尽快结合机组大、小修机会，对有关轴颈部位、轴承箱外油档、风档进行检查，并对油挡与轴封端部空隙处、油档处杂物进行彻底清理，防止动静摩擦，防止异物留存；保温棉应抹面处理，防止掉渣；采用铁丝网固定保温工艺的，必须做好防止铁丝划伤轴颈的措施。

2.7.3 在安装各轴瓦油挡前，要用煤油彻底清理并吹扫干净，并严格按照规程及厂家说明书提供的技术标准调整油挡间隙，复装时加强质量验收。

2.7.4 修改完善检修标准项目，明确相应的检查项目及质检点，结合机组检修机会，加强对相关部位及部件的检查。

2.8 汽缸 汽封体背弧调整螺钉应严格按检修工艺复装，防止该螺钉松动后汽封与转子碰磨。

2.9 防止主机冷油器在机组运行期间异常引发断油烧瓦事故

2.9.1 防止哈汽厂配套提供的冷油器六通阀故障

哈汽厂配套提供的部分冷油器六通阀存在潜在结构隐患（阀碟或阀盖脱落），应做好以下工作：

2.9.1.1 凡属于哈汽厂配套提供的冷油器六通阀，均应择机解体检查并协调哈汽厂对存在问题进行彻底解决。非哈汽厂供货的单位也应接受经验教训，利用检修机会加强对冷油器切换阀的检查维护。

2.9.1.2 该隐患彻底处理前，应加强运行监视并采取双冷油器同时运行等措施，有针对性地开展事故预想、应急演练等，提高防范能力，确保机组安全运行。

2.9.2 机组运行期间，如必须进行主机冷油器系统消缺，应注意以下事项：

2.9.2.1 如冷油器故障部位无法消压处理，不允许强行消缺，应安排停机后消缺。

2.9.2.2 冷油器在消缺前，应进行切换试验，并能够确认运行冷油器和备用冷油器的工作状态。

2.9.2.3 消缺前，顶轴油系统应切换到可靠的油源。

2.9.2.4 系统消缺期间，主机润滑油压力低保护必须正常投入。

2.10 防止顶轴油系统工作不稳定造成轴瓦磨损事件的发生

2.10.1 在异常情况下顶轴油系统应保证有可靠的油源，原则上顶轴油系统油源应取自主机润滑油油箱，而不宜从润滑油泵出口管道上取油，以确保在润滑油系统断油后，顶轴油泵仍能可靠向轴瓦供油。

2.10.2 油系统管路在油冲洗过程中应确保措施到位，真正做到管路冲洗和油质达到要求，防止冲洗不合格造成轴瓦磨损事件的发生。

2.10.3 检修时要重点检查顶轴油管与轴瓦接头等部位是否严密、无泄漏。

2.10.4 顶轴油泵设计应有一定余量，在调整各轴瓦顶起高度时，供油母管压力不允许波动。

2.10.5 顶轴油流量调节阀应有锁定装置，防止因机组运行产生振动造成调节阀松动。

2.11 防止由于对轮罩或对轮螺栓挡板损坏造成汽轮机转子磨损事故

2.11.1 防止对轮罩焊接质量差造成侧板脱落、对轮螺栓挡板或垫片安装偏斜、蹩劲，进而对汽轮机大轴造成磨损。

对于汽轮机转子联轴器采用挡风板结构设计的机组，应严格按制造厂工艺进行装配，并加强质量验收，特别应注意挡风板上螺栓孔应与联轴器螺栓螺钉孔同心，以避免安装后螺钉受剪切力在运行中断裂。

2.11.2 各单位要利用机组检修机会加强对对轮罩及对轮螺栓挡板或垫片的检查，严格执行安装工艺，确保验收到位，切实避免磨轴事故的发生。

3. 防止汽 轮机通流部分部件脱落

3.1 在机组运行过程中，当汽轮机突发振动、异音、突然发生负荷下降或汽轮机通流部分某监视段压力突然增大的现象时，应加强监视并及时组织分析，判断是否为转动或通流部件脱落引起，必要时立即停机揭缸检查，防止事故扩大。

3.2 提高汽轮机检修质量，把好检修质量验收关口，对可能发生部件脱落的部位进行重点检查、检修、验收；对于围带等部件脱落，若经确认属设备设计、制造或安装典型性问题，应会同厂家研究将叶片围带形式改型的可行性。

3.3 检查循环水系统各隔离阀门，确保异常情况下可以实现凝汽器半边隔离检漏。

3.4 防止 GE 产 9FA 型燃机压气机 R0 叶片断裂。每年应至少安排一次对压气机 R0 叶片进行目视检查，结合机组小修对压气机 R0 叶片进行超声波检查和荧光（或着色）检测。

3.5 针对各在建机组，相关单位应制定具体的质量保证措施，在制造厂及现场对可能发生部件脱落的部位进行重点检查和验收。

3.6 对于已经发生过部件脱落的同类型机组，在机组检修前应提前做好相应准备工作，并列为检修中的重点检查、检修项目。

4. 加强对 新型 汽封（油挡）改造工作的全过程质量监督，防止改造后发生不安全事件

4.1 针对布莱登、蜂窝式、接触式等新型汽封（油挡） 改造工作，在确定改造范围及形式前应经过广泛的调研和论证，并与改造后可达到的效益（安全性与经济性）统筹考虑，要选择有成熟业绩的形式和生产厂家。

4.2 应加强对新型汽 封（油挡）改造工作的全过程质量监督。加强对汽封制造环节（特别是原材料 及蜂窝带钎焊等）的质量监督，关键环节应现场见证，关键尺寸应进行复核；应确保布莱登汽封弹簧为进口优质产品；现场的安装调整应在汽封生产厂家技术人员的指导下严格按照工艺进行；严格按照工艺标准进行质量验收。

4.3 针对汽封改造范围较大的机组，在测量通流间隙时，务必要测量转子的轴向窜动量，发现异常应及时分析处理。

4.4 对于采用接触式油档及汽封的设备，应加强监视，并合理确定检查、检修周期，在解体及复装阶段应严格按照制造厂家工艺标准执行，加强质量验收，坚决杜绝转子磨损事件的发生。

5. 防止汽 轮机汽流激振导致机组停机

5.1 机组阀切换过程中应保持机组负荷及主要运行参数稳定。

5.2 机组发生汽流激振时应立即采取降负荷等措施。

5.3 通过试验优化调门重叠度或开启顺序。

5.4 根据实际情况优化调整汽封、轴封间隙，尽可能保证缸体在圆周方向的动静间隙均匀；必要时会同制造厂研究改进汽封形式（如某些部位改装为防旋汽封）。

5.5 增强轴瓦稳定性，可采取的措施有：检修中消除轴瓦缺陷；调整油温；提高轴承比压，必要时考虑采用稳定性更好的轴承。

6. 防止汽轮机 中低压连通管导流栅事故

结合机组检修机会，加强对汽轮机中低压连通管导流栅（特别是近期投产的上汽产 300MW 汽轮机）的检查，必要时尽早进行改造。对存在类似结构导流栅的在运机组，要加强对汽轮机振动等参数的监视，尽早安排检查处理；对于新建机组，应在主设备招标、技术协议谈判阶段针对该问题重点研究，对存在类似结构的在建机组，要立即联系制造厂确认后及时采取相应措施。

7. 防止发生 上汽厂产 600MW 汽轮机高压调节级蒸汽温度套管断裂，汽门门杆断裂、脱落及阀芯脱落，高调门阀座松动等事故

7.1 防止发生上汽厂产 600MW 汽轮机高压调节级蒸汽温度套管断裂事故

7.1.1 机组运行期间应采取的防范措施

7.1.1.1 运行中应重点监视调节级温度测点部位是否存在漏汽等异常现象，如出现漏汽等异常现象，应立即汇报并采取相应措施。

7.1.1.2 加强对调节级蒸汽温度测点、推力瓦温、＃ 1 、＃ 2 轴承振动、各级抽汽压力及温度等参数的监视，并制定应急预案，发现异常情况应立即汇报并采取相应措施。

7.1.1.3 机组启、停及正常运行时，应严格按照制造厂家要求控制相关参数，特别是汽缸的绝对膨胀、差胀、汽缸各部金属温度及温差。

7.1.2 对于尚未采取上汽厂完善化措施的机组，应在机组大修时，将高压内缸及持环上半返厂，由上汽厂进行彻底完善化处理。

7.1.3 在以后大修中，应认真检查调节级温度套管（不限于上汽厂产 600MW 汽轮机），对温度测点无防护帽的要研究增加防护帽，发现松动、冲刷严重或其它异常情况时应采取措施进行更换或加固，防止温度套管脱落损伤通流部件。

7.1.4 对于新建及在建机组，应采用可靠的调节级蒸汽温度套管设计和安装方案，并把好加工、监造、安装质量关。

7.2 防止发生上汽厂产 600MW 汽轮机汽门门杆断裂、脱落及阀芯脱落等故障

7.2.1 机组运行期间应采取的防范措施

7.2.1.1 应严密监视汽轮机运行工况，对主机高、中压调门开度、轴承金属温度、振动、差胀、轴向位移、监视段压力等主要参数加强监视。

7.2.1.2 对高、中压调门操纵机构定期进行检查，检查定位销有无松脱等异常情况，发现异常情况应及时采取措施。

7.2.1.3 对于采取临时措施进行处理的机组，应制定正常运行、正常停机及事故停机时的临时运行措施，运行中发生异常情况应及时采取措施进行处理。

7.2.2 机组小修时

7.2.2.1 结合实际情况，按图纸要求复测高、中压调门油动机活塞缓冲行程，必要时进行调整。

7.2.2.2 结合实际情况，检查高、中压调门操纵机构。

7.2.2.3 结合实际情况，确定是否需返上汽厂抽检部分高、中压调门油动机。

7.2.3 机组大修时

在彻底检查高、中压调门操纵机构的同时，还要重点做好以下工作：

7.2.3.1 检查、测量油动机活塞杆、阀杆的弯曲度，检查外观有无损伤、裂纹、偏磨等缺陷，必要时进行修复或更换。

7.2.3.2 检查联接器的两端螺纹孔是否对中，检查联接器两端螺纹与油动机活塞杆、阀杆端部螺纹是否匹配，必要时进行修复或更换。

7.2.3.3 在安装时，应整体考虑油动机活塞杆、操纵座、阀杆等行程的尺寸配合，防止产生不合理的拉力或顶力，还应确保油动机活塞杆、联接器及阀杆的同轴度及同心度，同时做好紧固、定位销的安装及焊接等工作，把好验收质量关。

7.2.3.4 检查调门阀杆是否按工艺要求与联接器顶部贴紧后再按图纸要求的预紧力进行紧固后配销，检查连接螺纹及定位销是否符合工艺要求。

7.2.3.5 检查调门阀芯与阀杆紧固螺钉是否牢固可靠，并封焊处理。

7.3 防止发生上汽厂产 600MW 等级超临界汽轮机高调门阀座松动等事故

7.3.1 严格按照规定进行阀门定期严密性试验等工作，发现异常应及时分析处理。

7.3.2 阀门解体大修时，应重点对阀座位置、阀座与阀壳焊接部位进行彻底检查，对于高压主汽门阀座与阀壳焊缝，应进行宏观及表面探伤，检查阀座有无移位、焊缝有无裂纹等情况，发现异常及时研究处理，必要时采取上汽厂完善化措施（更改阀座材质、结构等）进行处理。

7.3.3 机组启动前，应严格按照规程执行对阀门及管道疏水、暖阀等有关操作。

8. 防止高温高压密封件泄漏事件

有关单位（特别是有新投产和在建机组的单位）应认真查找主汽门及中压主汽门等承压设备及管道上的高压密封件是否已进行了封焊处理，参照图纸对基建安装工艺及现状进行检查，确保检查质量，对于确定不用的测点应采取彻底封堵处理。

9. 防止润滑油系统漏油着火的补充要求

各单位应在做好国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第 2.3 条 “ 防止汽机油系统着火事故 ” 的基础上，利用检修机会认真检查并对照图纸核对各油箱电加热器实际安装位置，确认其有效加热段完全浸于实际运行油位之下；如因特殊原因需降低实际运行油位，需征得制造厂认可，并相应调整油箱加热器安装标高，确保其有效加热段完全浸于实际运行油位之下，同时对运行规程及检修规程进行修改完善。

10. 防止 EH 油系统泄漏事件

10.1 对于长期运行在高温区域、采用液压执行机构的阀门油动机，其活塞杆密封件等附件容易老化。应加强对此类油动机的检查维护工作，发现渗漏油等异常情况应及时处理；同时应针对此类油动机建立并不断完善定期检修或定期试验制度，并严格执行。

10.2 要高度重视 EH 油系统关键部件的检修维护工作，提高检修工艺标准，加强对有关油管道接头的检查，发现有渗油的密封圈应及时更换；结合检修机会检查并定期更换油系统中的密封圈。

10.3 多数 EH 油管道断裂是由于管道在长期振动的工况下运行，导致存在潜在缺陷的部位或焊口发生了故障。应加强对 EH 油管道的检查和维护，及时消除隐患，避免发生油管道泄漏乃至断裂事故。

10.3.1 应加强对新采购 EH 油管、管件的质量验收，对到货的管道、管件全部进行光谱分析、探伤检查，确保质量；新 EH 油管使用前应进行涡流探伤；奥氏体钢入库存放、领用、配管、支撑或悬挂全过程不得与碳钢接触。

10.3.2 机组检修时，对 EH 油系统可能存在隐患的焊口及热影响区进行着色、渗透检查，发现问题及时处理。 EH 油系统管道在更换焊接过程中，要制定严格的焊接措施并认真执行，严格控制焊接电流，杜绝应力对口，确保焊接质量。

10.3.3 管子对接时要考虑奥氏体钢的热膨胀系数较大，对口间隙不宜小于 1mm ，特别是对于插入式接头，更应保证有 2mm 以上的间隙，以防止最终管线竣工时所带来的系统性焊接附加应力。

10.3.4 对 EH 油系统所有管道进行全面排查，对于存在异常振动、可能与其它部件发生碰磨及临近热源的 EH 油管道应及时采取措施进行处理。

10.4 全面排查各机组就地无一次门的压力表，增加一次门。

11. 防止汽轮机调速系统伺服阀故障措施

11.1 加强汽轮机调速系统伺服阀的维护和管理工作，建立伺服阀定期清洗及校验制度，利用机组检修机会定期对伺服阀进行更换、检测或返厂校验。

11.2 利用机组检修机会，检查汽轮机调速系统的伺服阀及电磁阀安装部位、伺服阀及电磁阀与控制电源的连接处是否有渗漏、松动等情况，发现异常及时处理。

11.3 对已损坏的伺服阀要返厂解体检查，确认损坏原因，制订防范措施，避免类似问题重复发生。

11.4 加强对汽门指令及反馈信号的监视，发现异常及时进行分析处理。

11.5 针对汽门卡涩或突然关闭等可能出现的异常情况，要认真分析并制定相应的防范措施，提高事故处理能力。

11.6 加强 EH 油质取样、化验、监督工作，跟踪油质变化情况，发现异常情况及时分析处理。

11.7 利用机组停机机会，加强对 EH 油系统油动机控制块滤网的清理与检查。

11.8 严格按有关规程要求定期进行汽门活动试验。

12. EH 油系统高低压蓄能器定期检查

为防止汽轮机在调速汽门大幅动作时跳闸，针对 EH 油系统高、低压蓄能器应重点做好以下工作：

12.1 设备初次安装时，要对高、低压蓄能器进行压力检测，实测压力不足的要充压至设计值。

12.2 对高、低压蓄能器要定期进行压力检测，并保证压力满足运行要求。

12.3 不允许蓄能器随意退出运行。

13. 防止给水泵运行异常导致机组跳闸事件的发生

13.1 针对给水泵并联运行的机组，在机组大修后或给水泵汽轮机（或调节系统）改造后应进行机组负荷扰动时的给水泵流量特性试验、转速指令跟踪性能试验，使并联运行的给水泵上述特性保持一致，确保汽包水位自动调节品质优良。

13.2 对于电动给水泵耦合器易熔塞等易损件，应纳入定期维护及检修工作项目，原则上每季度应检查一次电动给水泵耦合器易熔塞，每两年或按照厂家要求定期更换易熔塞；同时对于新购买的耦合器易熔塞要严格验收程序，确保质量合格。

13.3 结合机组检修机会，加强对给水泵出口逆止门的检查，明确检修周期、检查项目、检修工艺及验收标准，对给水泵逆止门严密性及防阀芯松脱情况进行重点检查。

13.4 在给水管道与凝结水管道上禁止安装伸缩式膨胀节，防止管道爆裂。

13.5 备用给水泵上、下温差可作为报警条件，但不能作为拒启条件，以防止备用泵在紧急状态下无法投入运行。

14. 防止凝汽器管束（特别是钛管）泄漏

14.1 严把新铜管质量关，做好凝汽器投运前的清洗、预膜工作。

14.1.1 对于新采购铜管的订货、验收、贮存、安装等工作应按照《电力建设施工及验收技术规范汽机篇》 DL 5011 － 92 及《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》 DL/T 712-2010 有关内容进行，安装前进行至少 5% 的涡流探伤检测。

14.1.2 新凝汽器铜管出厂时的内表面碳膜，应完全除去。要求供方提供在生产工艺中经脱脂和清除石墨处理的管材。

14.1.3 对于合格的凝汽器铜管，在投运前要进行化学清洗，以便彻底地除去铜管水侧表面附着物。清洗后要进行预膜处理，促使铜管表面形成完整的钝化膜，从而延长铜管的使用寿命。

14.1.4 对备品铜管，要严格按标准、规程进行各项验收检查，表面检查合格的铜管进行 100% 涡流探伤检测。

14.2 加强凝汽器胶球清洗工作。

14.2.1 根据凝汽器铜管直径要求选择合适的胶球，要严把胶球质量关，胶球投入前要在水中进行 24 小时浸泡，浸泡后其直径应大于铜管直径 1mm ，比重应满足胶球可均匀分散于水中的要求。胶球清洗工作应按规定的时间间隔和规定的操作程序进行，要保证收球率在 95 ％以上，否则应查明原因。

14.2.2 保持凝汽器胶球清洗装置良好的运行状态，保持管束清洁度，减少人工机械清洗和高压水清洗可能带来的损伤。

14.3 根据凝汽器管材对循环水流速的要求，应保证循环水流速达到其相应要求，以减少对凝汽器管材的腐蚀。根据时间安排，停机时可放尽凝汽器中的水，对铜管进行高压水枪冲洗，保持铜管畅通、干净、清洁，同时通风以便降温干燥，有利于凝汽器的保护。

14.4 接入凝汽器的各疏水管，在进入凝汽器内应加装牢固的挡板，避免疏水直接冲刷凝汽器管束。每次大小修时，应对各疏水口挡板进行检查。

14.5 汽轮机在进行揭低压缸检修时，要严密搭建检修平台，在换热管上面铺设帆布层，形成缓冲保护；制订并严格执行防止工器具、零部件和材料等落入凝汽器管束上的措施，避免重物砸伤管束。

14.6 为避免焊渣灼伤管束，在管束上部动火时，应在管束上部铺设石棉布，防止火星下落烧伤管束；为慎重起见，如果条件允许，可考虑在循环水通水的情况下施焊。

14.7 凝汽器水室或壳侧内搭架材料宜采用竹子或木板，避免采用钢管等金属硬质材料。

14.8 每次大修期间，要认真对汽机通流部分的动静部件进行检查、检测，尤其要重视对低压转子叶片的测频和检查，确保汽机通流部分正常完好。

14.9 每次大小修期间，要认真检查凝汽器内部抽汽管道、低压加热器防冲板、高低压疏水防护板等的完好情况，防止部件脱落砸伤管束，防止外漏蒸汽直接冲刷管束。

14.10 对凝汽器喉部伸缩节检修时，要进行注水查漏；对抽汽管道、高温高压管道膨胀节检修时，要进行探伤检查。

14.11 进入凝汽器水室或壳侧内工作时应认真清点进出入工器具、零部件和材料的数量，防止异物遗留在凝汽器内。

14.12 对泄漏管束应选用合适的堵头形式和材料，防止因堵头腐蚀、松动、脱落而导致管束发生重复性泄漏；对封堵管束进行记录存档，利用检修机会核查其完整性和完好性。

14.13 每次大小修后期，特别是实施了凝汽器人工清洗或高压水清洗后，凝汽器注水查漏应作为检修标准项目必须高质量、严格执行。

14.14 保持循环水系统旋转滤网、二次滤网良好的运行状态，防止贝壳类硬物进入管束。

15. 机组检修中应重点注意、检查的部位

15.1 检修中应加强对汽轮机隔板与静叶之间的焊缝检查（特别是已经进行或准备进行增容改造的机组），发现裂纹应及时处理。

15.2 对于可倾瓦，检修中应加强对可倾瓦块背部支承垫块与瓦块背部配合面的检查，发现异常应及时处理。

15.3 加强对主汽、再热汽管道系统支吊装置的检查，防止出现支吊架倾斜超标以及管系振动、膨胀受阻等问题；对部分老机组的主汽、再热汽管道系统应及时按有关规定要求进行寿命评估。

15.4 多缸汽轮机在开缸检修时，对于汽封间隙或轴系中心，应统筹考虑进行调整，一般不允许仅对单个汽缸的汽封或单个对轮的中心进行调整，以避免机组启动后发生异常振动；如确需调整，应综合分析并充分考虑调整后可能引起的其它异常情况后再实施。

15.5 应将高、中压调节汽门油动机连杆部位列入金属监督检测计划，利用机组检修机会检查是否存在裂纹、金属疲劳现象。

15.6 为防止主机及重要辅机设备观察窗破裂，要对观察窗加强巡视检查，并结合机组检修机会定期检查更换。

15.7 要结合机组检修机会，加强对上汽产 300MW 汽轮机高压调节阀阀芯紧固螺钉的检查，确保无松脱、脱落，确保已采取防止松脱的措施。

15.8 按照东汽 - 日立大型汽轮机典型设计，为优化空间布置，低压缸前、后轴封漏水、轴承漏油排污管在低压缸轴封外侧垂直引入凝汽器二并一后穿出凝汽器，引至凝坑。如果该管道质量及固定存在问题，将造成该管道泄漏或断裂导致凝汽器漏空严重。

采用该典型设计机组的单位，要利用检修机会对低压缸内该排污管进行全面检查，对管道支架进行加固，必要时更换该段管道为不锈钢材质。

15.9 对于 GE 产的 D10 汽轮机或哈汽产的 158 型汽轮机，为防止异物进入汽轮机，要结合机组检修机会对其高压主汽联合阀滤网、中压主汽联合阀滤网的钢丝网布加强检查，对其阀座密封面要进行荧光（或着色）检测。