防止汽轮机水冲击事故的措施(正式)
汽轮机水冲击的危害及预防范文
汽轮机水冲击的危害及预防范文汽轮机是工业生产中常用的设备之一，而在汽轮机的运行过程中，会经常发生水冲击的现象。
水冲击是指在汽轮机运行过程中，进入机组的水份以突然排放方式进出汽轮机的叶片或转子部分，造成机组严重损坏的现象。
本文将从汽轮机水冲击的危害、水冲击的原因以及预防措施三个方面对该问题进行详细论述。
首先，我们来讨论汽轮机水冲击的危害。
汽轮机在运行时，往往需要进行水洗，在汽轮机关停时，可能还存在有水存在其中。
当机组重新启动时，如果没有及时排除水份，就会造成水冲击现象。
水冲击会导致以下危害：1. 叶片和转子损坏：水冲击会使得叶片和转子受到巨大的冲击力，导致叶片破碎、弯曲或者损坏，转子脱落等。
这会严重影响汽轮机的正常运行，甚至造成机组故障。
2. 机组震动：水冲击会导致机组震动，产生巨大的振动力，严重的话会导致机组失衡，进一步影响到汽轮机的安全运行。
3. 温度变化：水冲击可以导致冷水和热系统交叉，造成温度骤变，导致设备的热应力过大，从而引起设备变形和开裂。
因此，水冲击对于汽轮机的危害是非常严重的，必须采取相应的预防措施。
其次，我们来分析水冲击的原因。
水冲击的主要原因有以下几点：1. 水洗不彻底：在汽轮机关停时进行水洗，但是没有彻底清空水份，导致水残留在汽轮机内部，重新启动时容易发生水冲击。
2. 管路泄漏：汽轮机的管路存在泄漏情况，泄漏的水份进入汽轮机内部，造成水冲击。
3. 水泵进水异常：汽轮机的冷却系统中的水泵出现异常情况，导致水流量过大，进入汽轮机内部，造成水冲击。
4. 温度差异：汽轮机短时间内由于运行状态的改变，导致机组的温度急剧变化，水份凝结后在重新启动时造成水冲击。
针对以上原因，我们需要采取一系列的预防措施来减少或者防止水冲击的发生。
首先，要加强设备管理，确保水洗过程彻底。
在汽轮机关停时进行水洗，要确保水洗过程中的水份彻底排干，不能有残留水量。
同时，定期检查设备的排水系统，保持排水系统的畅通。
汽轮机水冲击的危害及预防
汽轮机水冲击的危害及预防汽轮机是一种常见的一种能源转换设备，它通过燃烧燃料产生的高温高压气体来驱动涡轮旋转，从而产生机械能。
在汽轮机的运行过程中，特别是在燃气发电厂等工业领域中，其内部的水冲击问题十分常见。
本文将详细介绍汽轮机水冲击的危害以及预防措施，以提高设备的安全性和可靠性。
首先，我们来了解一下水冲击的定义。
汽轮机水冲击指的是在汽轮机内部，由于某些原因导致大量水蒸汽或水液进入机组，与燃气混合产生爆炸性的冲击力。
这种冲击力会给汽轮机的设备和构件带来严重的损坏，同时还可能引发爆炸事故，给人员和设备带来巨大的安全隐患。
那么，水冲击带来的危害主要有哪些呢？首先，由于水冲击产生的冲击力非常大，可能会导致汽轮机发生机械断裂、涡轮叶片破裂等严重的机械故障。
这些故障可能会导致设备停机、损失产能，甚至需要进行大规模的维修和更换。
其次，水冲击还会产生高温高压的冲击波，这会导致机组中的管道和容器发生爆炸，造成严重的人员伤亡和财产损失。
此外，水冲击还可能污染汽轮机的传热、传质和流体系统，降低设备的热效率和可靠性。
为了预防汽轮机水冲击的发生，需要采取一系列的预防措施。
我们可以从以下几个方面进行思考和实施。
首先，制定严格的安全操作规程。
操作人员在操作汽轮机时应该遵循严格的操作规程，包括正常启停机和异常情况下的操作流程。
操作人员应该掌握汽轮机的运行原理和各个部件的功能特点，能够快速应对各种异常情况并采取相应的措施。
其次，加强设备维护和监控。
定期对汽轮机进行维护保养，并进行必要的故障诊断和故障预测。
通过检查润滑、冷却和密封等系统的正常运行，及时发现并解决可能引起水冲击的潜在问题。
同时，通过安装适当的防护装置来减少或防止水冲击的发生。
这些装置包括水蒸汽过热器、凝汽器、泄放水器和疏水系统等。
水蒸汽过热器可以将过热水蒸汽冷却成饱和水蒸汽，减少水冲击的可能性。
凝汽器可以将蒸汽冷凝成水，并排出系统。
泄放水器和疏水系统能够及时排除产生的冷凝水，减少水冲击的风险。
防止汽轮机进水进冷汽事故技术措施
防止汽轮机进水进冷汽事故技术措施1 目的为了防止汽轮机进水或进冷蒸汽发生重大设备损坏事故的发生，根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》，结合12MW汽轮机制定防止汽轮机进水或进冷蒸汽措施。
2 范围本措施适用于12MW汽轮机。
3 内容3.1 水或冷蒸汽来源汽轮机进水或进冷蒸汽大多发生在机组启动、停机、机组跳闸和大幅度负荷变化情况下，有时也会发生在正常负荷稳定工况。
3.1.1 来自锅炉及主蒸汽系统主要来自于：汽包严重满水；主蒸汽管道积水；过热器减温水；主蒸汽温度突降等。
3.1.2 来自抽汽回热系统该系统是防进水保护重点，主要来自于加热器疏水系统。
3.1.3 来自轴封蒸汽系统该系统防进水措施不可能纳入保护中，只能在监视上、操作上给予完成。
主要来自于管道疏水、低压轴封减温水、轴封加热器以及低压加热器疏水系统。
温热态启动必须先投轴封后抽真空，防止汽轮机进冷气。
3.1.4 汽轮机本体疏水反窜。
3.1.5 除氧器严重满水。
3.2 汽轮机进水进冷汽现象3.2.1 汽机上、下缸温差增大；汽缸热膨胀减小。
3.2.2 机组负荷晃动，调节级压力摆动增大。
3.2.3运行机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动异常上升，汽机轴向位移异常。
并可能伴有主蒸汽温度突降，加热器满水，除氧器满水，凝汽器满水，轴封带水等异常情况，现场可能出现自动主汽门、调门或电动主汽门等门杆法兰或汽封冒白汽。
3.2.4 主蒸汽管道或抽汽管道可能有水击声或剧烈振动。
3.2.5轴向位移变化较大，推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高。
3.2.6 汽缸及转子金属温度突然下降。
3.2.7 转子盘车期间盘车电流明显增大或盘车跳闸，汽封有明显摩擦声；3.3 防范措施3.3.1 机组启动前必须检查系统及设备符合以下要求，否则禁止启动。
3.3.1.1主蒸汽、抽汽管道疏水、轴封管道及汽缸本体疏水接管正确，疏水联箱或扩容器的标高应高于凝汽器热水井最高标高，疏水管道应按压力顺序接入联箱或扩容器，并向低压侧倾斜45°，保证疏水畅通。
防止汽缸进冷汽、冷水事故措施
1、汽轮机组启动、停机、运行过程中防进水保护必须投入运行。
2、加强运行监督，维持汽包水位正常，保持汽温稳定，一旦发现水冲击应立即打闸停机。
3、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。
4、机组在启动、运行及停机后都应加强监视凝汽器、各加热器、除氧器水位，保持水位在规定值，定期检查其水位调节装置和高水位报警装置工作正常，水位保护不得退出，防止满水进入汽缸。
5、机组热态启动时应先向轴封供汽后抽真空。
轴封供汽之前应将轴封系统全面暖管疏水，严防冷汽或疏水进入轴封。
轴封汽温应与汽缸金属温度相匹配，轴封最高汽温不得高于375℃，凝汽器建立真空后锅炉方可点火。
6、高压缸预暖操作要严格按曲线进行，注意检查温升率在允许范围内，注意暖机汽源疏水充分。
7、冲转前应检查各有关疏水门全开，就地确认疏水畅通。
8、在机组任何工况下，都要严密监视汽包水位、主机轴向位移、差胀、振动、主、再热汽温度等参数变化情况，特别是在机组启停和变工况过程中，要严格控制主、再热汽温变化率，主汽温降至跳闸值而保护未动作时，应立即手动停机。
若主再热汽温在10分钟内急剧下降50℃应立即打闸停机。
9、机组启动或低负荷时，不得投入再热器减温水。
投用高旁时，密切注意高旁减温水门动作正常，高旁后温度变化正常。
高、低压旁路系统停用后，要可靠关闭减温水手动门。
10、高压加热器水位保护同高加一起投入运行，并定期试验，保证动作可靠，高加水位保护不能满足运行要求时，禁止高加投入运行，开机前应试验各加热器抽汽电动门、逆止门动作应灵活严密。
11、汽轮机高中压主汽门、调速汽门、高排逆止门应保证动作灵活、可靠、严密。
12、认真执行定期工作，做好高、中压主汽门、抽汽逆止门的活动试验，确认门杆无卡涩现象，发现问题及时汇报处理，必要时退出相应加热器运行。
13、锅炉灭火或甩负荷时应立即切断减温水。
14、锅炉灭火后，在旁路系统停止运行后，关闭给水泵中间抽头门。
防止汽轮机水冲击的技术措施
防止汽轮机水冲击的技术措施汽轮机是一种常见的发电机组，其工作原理为利用高压蒸汽推动涡轮旋转，进而带动发电机发电。
在运行中，汽轮机出现水冲击问题是较为常见的一种故障，因为蒸汽在工作过程中会受到各种因素的影响，例如输送管道的漏水、管道内壁结冰等，因此需要采取一系列技术措施来预防水冲击的发生。
本文将介绍防止汽轮机水冲击的技术措施，以保证汽轮机能够稳定、安全地运行。
1. 对系统加装防御装置由于水冲击可能发生在不同的系统部位，例如汽轮机进气阀、涡轮进气道、涡轮排气口等处，因此对这些部位加装防御装置是必要的。
这些防御装置的种类包括水冲击防御器、水桶、水收集器等，它们能够防御一定量的水进入系统，从而保证汽轮机正常运行。
1.1 水冲击防御器水冲击防御器是一种类似过滤器的设备，能够过滤掉水分子和水雾，以保证系统内部的空气湿度不受影响。
通常这种装置会安装在空气进口处，从而在防止水进入系统的同时又不影响气体的流动。
1.2 水桶水桶是一种简单有效的防御装置，是在系统内部放置一个大容量的水桶，用来收集在输送过程中产生的水，从而防止水进入汽轮机内部。
1.3 水收集器水收集器是一种采用滴水板或暴流板等器件来防止水进入系统的装置，通过将板面降温使水分子凝结并滑落，达到防冲击的目的。
2.加强清洗和维护汽轮机清洗和维护是防止水冲击的关键之一，因为总的来说，水的来源大多来自系统内部或输送管道。
因此定期的清洗和维护工作是不可少的。
2.1 定期清洗离心冷凝器离心冷凝器是汽轮机系统中防止水汽影响运行稳定的关键器件，通常需要定期清洗。
若冷凝器清洗不及时或不彻底，就很容易造成积水现象，导致汽轮机发生水冲击。
2.2 修复输送管道漏水问题输送管道漏水是产生水冲击问题的一个常见原因，因此工作人员需要检查管道是否存在破损，及时修复漏水问题。
2.3 使用水溶液防结冰剂在严寒天气中，输送管道内壁很容易结冰，并在温度上升时融化形成积水。
为了解决这一问题，工作人员可以在输送气体中注入少量水溶液防结冰剂，以防止管道结冰问题的发生。
防止汽轮机水冲击事故的措施
一汽轮机水冲击事故的现象 1 、DEH-CRT 指示汽轮机上下缸温差≥41.7℃,显示进水。 2 、蒸汽室深、浅孔热电偶指示温差大。 3 、轴向位移、振动、推力轴承金属温度指示增大报警，差胀指示减小，汽轮机声音 异常。
b 、主蒸汽温度、再热汽温度以机侧温度为准 （3）旁路系统的操作
a 、当 I、II 级旁路暖管后投入旁路系统。先投Ⅲ级，再投Ⅱ级，最后投Ⅰ级，先投 减 压，后投减温。根据实际情况调整旁路开度。
b 、调整高旁减压阀时，须同步关闭高、低压旁路减温水门。
4 、加热器、除氧器满水，加热器水位异常报警。 5 、抽汽管振动，有水击声，抽汽管道法兰有白色蒸汽冒出。 6 、主、再热蒸汽温度急剧下降。如 10 分钟下降 50℃。 7 、主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，主汽门、调速汽门杆处冒白汽。 8 、DCS-CRT 显示轴封母管温度急剧下降，轴封供汽带水。 二、汽轮机水冲击事故的原因 1 、锅炉汽包满水。 2 、汽包压力急剧下降，造成蒸汽带水。 3 、锅炉汽温调整不当。 4 、机组启动时，本体疏水、轴封系统疏水及各有关蒸汽管道疏水不畅。 5 、加热器泄漏或疏水不畅导致满水。除氧器满水。 6 、机组负荷突然变化。 7 、炉水品质不合格。蒸汽带水（汽水共腾）。 8 、旁路系统减温水门未关严；旁路投停操作时，减温、减压操作失当。
9 、汽轮机符合启动条件后，启动汽轮机。在启动过程中，应注意监视轴向位移、振 动、轴承温度等参数及汽轮机本体各处缸温测点和有关蒸汽管道疏水情况，如汽轮机重新 启动时发现有异音或动静摩擦声，应立即破坏真空停机。
10 、汽轮机进水时，如汽轮机轴向位移、差胀、轴承温度达脱扣值、惰走时间明显 缩短或汽轮机内部有异音，应停机检查。
汽轮机事故应急处理预案
为快速、正确的处理各种事故,提高事故处置应急能力,防止发生设备重大损坏事故及人身伤害事故,降低事故损失,特制定事故应急处理预案。
一、事故应急处理领导小组组长:副组长:成员:二、事故处理原则1、发生事故时,现场值班人员应沉着镇静,正确判断,准确而迅速的处理。
2、尽快消除事故根源,隔绝故障点,防止事故蔓延。
3、在确保人身安全和设备不受伤害的前提下,尽可能恢复设备正常运行,不使事故扩大。
4、发挥正常运行设备的最大的出力,尽量减少事故对用户的影响。
5、运行当值值班长是事故处理的直接指挥者,应快速正确的判断事故发生的原因,统一指挥各专业人员准确进行操作,防止发生混乱而扩大事故。
6、在处理事故的同时,现场负责人应按事故的汇报程序逐级向领导汇报,各级人员应快速赶到事故现场,直接参预或者监督事故处理,力争用最短的时间消除事故, 减少损失。
7、发生重大事故或者处置严重威胁设备及人身安全的隐患时,厂主要负责人应直接指挥处理,调度一切资源,尽快消除,避免扩大事故。
8、事故处理结束后,应按有关规定,及时组织召开分析会,调查事故发生原因, 吸取事故教训,并举一反三,制定防范措施,严肃追究责任人,及时按程序上报有关部门。
三、电气事故应急处置措施1、发机电非同期并列:并列合闸瞬间产生强烈的冲击电流,系统电压显著降低。
静子电流剧烈摆动,发机电发生强烈震动,并发出强烈音变。
(1)将发机电解列停机。
(2)拉出手车开关对静子线圈及发机电开关等进行详细检查。
(3)经检查未发现不正常现象时,可重新启动并列。
(4)如非同期并列合闸后,发机电已迅速拉入同期,并经检查未发现有明显损坏象征异常,可允许暂时运行,安排适当的机会停机检查处理。
2、发机电自动跳闸 :(1)检查灭磁开关是否断开,如没有断开应手动掉闸。
(2)检查何种保护动作,并根据保护动作情况和事故象征对有关设备进行检查。
(3)如是人员误动引起应立即将发机电并入运行。
(4)如发机电由于内部故障而掉闸时,应对动作保护装置进行检查,验证动作是否正常。
汽轮机发生水冲击原因分析及事故处理及预防措施
汽轮机水冲击事故是一种恶性事故，如不及时处理，易造成汽轮机本体损坏。
汽轮机运行中突然发生水冲击，将使高温下工作的蒸气室、汽缸、转子等金属部件骤然冷却，而产生较大的热应力和热变形，导致汽缸发生拱背变形，而产生裂纹，并能使汽缸法兰结合面漏气，负差胀增大，静动部分发生磨擦；转子发生大轴弯曲，同样也会使汽轮机发生动静摩擦，引起机组发生强烈振动。
水冲击时，因蒸汽中携带大量水分，形成水塞汽道现象，使叶轮前后压差增大，导致轴向推力剧增，如不及时打闸停机，推力轴承将会被烧损，从而使汽轮机发生剧烈的动静摩擦而损坏。
此外，当发生水冲击时，特别是在低压长叶片处，水滴对其打击力相当大，严重时将会把叶片打弯或打断，可见发生水冲击时将会导致汽轮机严重损坏。
一、水冲击的现象：1、主汽温度急剧下降，10min下降50℃或50℃以上。
2、从自动主汽门、门杆、调门、汽缸法兰平面、轴封等处冒白汽或溅出水滴。
3、主汽管、排汽管及汽机内部发生冲击声或金属噪音。
4、机组振动逐渐增大直至强烈振动。
5、轴向位移增大，轴力瓦温度迅速升高，差胀减小或出现负差胀。
6、汽缸上下缸温差变小，下缸温度降低较多。
二、水冲击的处理方法：水冲击事故是汽轮机运行中最危险的事故之一，运行人员必须迅速、准确的判断，一般情况下应以主汽温度是否急剧下降为依据。
同时应注意检查汽缸上下缸温度的变化，确认发生水冲击时，处理方法如下：1、立即破坏真空，紧急打闸故障停机。
2、开启主汽管、导管、汽缸、排气管道疏水门，彻底疏水。
3、准确记录惰走时间及真空变化。
4、检查推力瓦温度和润滑油回油温度，注意轴向位移变化，仔细听汽轮机内部声音。
5、水冲击停机后，若惰走时间正常，没有异音和振动，轴向位移和推力瓦温度均在正常范围时，报告班长，调度组织重新开机，但应加强疏水，升降过程中要仔细倾听机组声音，监视机组振动是否增大，如发生异常，应立即停止启动，停机检查。
三、水冲击事故的预防：1、严格监视主汽温度、压力，加强与锅炉岗位的联系。
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防止汽轮机水冲击事故的
措施(正式)
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针对德州电厂汽轮机水冲击事故，对汽轮机水冲击事故的防范技术措施进行了整理，要求运行人员认真学习，工作中严格执行。
一汽轮机水冲击事故的现象
1、DEH-CRT指示汽轮机上下缸温差≥41.7℃,显示进水。
2、蒸汽室深、浅孔热电偶指示温差大。
3、轴向位移、振动、推力轴承金属温度指示增大报警，差胀指示减小，汽轮机声音异常。
4、加热器、除氧器满水，加热器水位异常报警。
5、抽汽管振动，有水击声，抽汽管道法兰有白色蒸汽冒出。
6、主、再热蒸汽温度急剧下降。
如10分钟下降
50℃。
7、主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，主汽门、调速汽门杆处冒白汽。
8、DCS-CRT显示轴封母管温度急剧下降，轴封供汽带水。
二、汽轮机水冲击事故的原因
1、锅炉汽包满水。
2、汽包压力急剧下降，造成蒸汽带水。
3、锅炉汽温调整不当。
4、机组启动时，本体疏水、轴封系统疏水及各有关蒸汽管道疏水不畅。
5、加热器泄漏或疏水不畅导致满水。
除氧器满水。
6、机组负荷突然变化。
7、炉水品质不合格。
蒸汽带水（汽水共腾）。
8、旁路系统减温水门未关严；旁路投停操作时，减温、减压操作失当。
9、主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。
10、轴封减温水调节失灵。
三、汽轮机水冲击事故的处理
1、调整锅炉保持主、再热汽温符合要求。
2、汽轮机上、下缸温差达41.7℃，若振动、差胀正常，且无其他事故，应保持机组负荷检查原因。
3、开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀，加强本机疏水。
4、若因为加热器满水引起汽轮机进水，应立即停用满水的加热器，并隔离放水。
5、若汽轮机上下缸温差>55.5℃或正常运行时主蒸汽、再热蒸汽在失控条件下降至451.7℃（#1、2、3、4机）或发现主蒸汽、再热蒸汽管道法兰主汽门、调门门杆处冒白汽，或10分钟下降50℃，按紧急事故破坏真空停机处理。
6、记录汽轮机惰走时间，惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。
7、汽轮机静止后投盘车，应严格执行停机时盘车运行规定，停机后加强本体疏水。
8、汽轮机进水紧急事故停机后，经检查机组无异常，若汽轮机再启动时，汽缸上下温差必须41.7℃。
(2)冲转参数的确定
a、主蒸汽进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56℃。
b、主蒸汽温度、再热汽温度以机侧温度为准
（3）旁路系统的操作
a、当I、II级旁路暖管后投入旁路系统。
先投Ⅲ级，再投Ⅱ级，最后投Ⅰ级，先投减压，后投减温。
根据实际情况调整旁路开度。
b、调整高旁减压阀时，必须同步调整高、低压旁路减温水门；如关闭高旁减温减压阀，必须同步关闭高、低压旁路减温水门。
c、在调整旁路时，高压旁路和低压旁路开度调整要同步，防止发生再热汽压过高、过低现象，使高、中压缸均匀进汽，避免出现冲转异常现象。
d、由于II级旁路后的管道上弯、高于中压主汽
门，为了防止II级旁路减温水或其后的冷汽对汽机的影响，务必检查开启II级旁路后的管道最低点的疏水（4）冲转期间的操作
a、汽轮机冲转前及启动过程中，检查各加热器危急疏水电动门在“自动”位，检查汽轮机本体至危急疏水扩容器的所有疏水阀开启，检查汽轮机本体危急疏水扩容器各疏水管温度正常，确认各疏水管道畅通。
b、在阀切换前，根据蒸汽室内壁温度；查图“主汽门前启动蒸汽参数要求”曲线，确认蒸汽室内壁温度要高于主蒸汽压力相应的饱和温度，以防蒸汽室内壁结露。
2、机组运行期间
a、控制高、低压加热器及除氧器水位在正常范围，否则开启危急疏水，必要时解列运行
b、主汽压力维持额定、主蒸汽温降至500℃时，应开启汽机本体、主蒸汽导管疏水，并对金属温度、轴向位移、推力温度加强监视。
c、主汽温度10min内下降30℃，应开启主、再
热蒸汽管道及本体疏水，汇报值长，并对机组振动、轴向位移、差胀严密监视。
d 、主蒸汽温度、压力同时下降，虽未达到停机温度，但主蒸汽温度低于第一级金属温度50℃以上时应汇报值长，要求故障停机。
（#1、2、3、4机）
3、停机期间
a、按滑停曲线降温、降压，控制下降速度不大于下列数值。
主汽压力下降0.078MPa/min；主汽温度下降2.12℃/min,瞬间最大不超过3℃/min；再热汽温下降2.12℃/min,瞬间最大不超过3℃/min；
b、机组打闸后，关闭下列气动疏水门：A、B主汽门前、，关闭气缸疏水、导管疏水、抽汽电动门前疏水等与汽缸直接连通的疏水门，无特殊需要，在高压缸进汽室金属温度降至150℃以前不予开启。
c、从滑停开始，每30分钟，记录一次汽缸金属温度。
投盘车后，监视并每小时记录一次汽缸温度、大轴偏心率、盘车电流、金属温度等参数，直至停止盘车。
d 、停机中如果发现排汽温度升高，应开启凝结水泵，投Ⅲ级喷水，并查明原因。
停机后要严密监视排汽温度、缸温、高、低压加热器、除氧器及凝汽器水位应正常，防止蒸汽、抽汽、疏水系统阀门不严，造成汽轮机进冷汽、冷水。
e、当汽轮机停机后，任一金属温度200℃以上时，不准对凝汽器、加热器注水检漏，如进行，要制定好防止汽缸急剧冷却发生大轴弯曲事故的可靠措施，并经总工批准。
f、注意对各加热器、凝汽器水位的监视，维持低水位，在高压调节级或中压持环温度大于121℃时，凝汽器水位计、各加热器水位计及高中压缸金属温度测量不得退出运行。
4、机组启、停过程中的操作重点注意事项
a、机组启动投轴封供汽前，应根据缸温选择、调整供汽汽源温度，并加强暖管和疏水，以使供汽温度与金属温度相匹配；机组热态启动时，应确认盘车装置运行正常后，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。
b、在机组启动前，主蒸汽管、再热蒸汽管和供汽管道要充分暖管、疏水。
主机疏水系统投入时，要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，以防水或冷汽进入汽轮机。
c、停机后应认真监视凝汽器、高低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。
d 、10%额定负荷以下，一般情况下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，应及时切断主、再热蒸汽减温水。
5、停机后的试验
a、主汽门前不加堵板的锅炉水压试验，应在汽轮机转子及汽缸任一点金属温度100℃以下或主汽门前水压试验用水与调节级蒸汽室内壁温差小于83.3℃的情况下进行。
否则，必须经总工批准
b、汽轮机静止时的调速系统的动作试验一定要在锅炉点火前、主蒸汽压力为零时进行，否则，冷汽、冷水可能进入汽轮机。
6、遇有下列情况，应加强汽温的监视
1、锅炉燃烧不稳或运行工况变化时；
2、锅炉除灰、吹灰或炉内结焦时；
3、汽机高压加热器投、停，导致给水温度大幅度波动时；
4、负荷及水位变化过大时；
5、启停制粉系统时；
6、制粉系统不稳定或发生故障时；
7、投、停给粉机时；
8、煤质变化及煤粉细度变化时。
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