鲁北公司发电部典型反措措施.docx

发电部技术措施QJ200919号文执行技术措施单位：发电部主题：防止汽轮机进水进冷汽技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3 日 执行:2009年8月3日防止汽轮机进水进冷汽技术措施1. 加强运行监督，严防发生水冲击现象，一旦发生汽轮机水击现象（例如：汽温骤降，振动增大，声音异常，高、中压主汽门，调速汽门门杆冒白汽等），应果断采取紧急停机措施。2. 汽缸容易进水、汽的断面主要有：各段抽汽口进汽段；汽封进汽口；高、中压缸排汽；主、再热蒸汽进汽管道；汽轮机本体疏水；低压缸排汽口等处；以上各处测温元件应完善、能够真实反应实际温度变化。3. 注意监视汽缸温度变化和加热器、凝汽器、除氧器、锅炉汽包水位，即使在停机以后也不能忽视对水位的监视，当发现有进水危险时，要及时查明原因，切断汽缸有可能进水的水源。4. 机组启动前应确认汽轮机防进水各疏水门连锁试验合格，就地检查疏水门开、关正确，特别是热态启动前主、再热蒸汽管道应进行充分暖管疏水，并保证疏水畅通。停机过程中，加强对汽轮机防进水各疏水门动作情况检查，确保疏水门开启正确，疏水畅通。5. 汽轮机冲转参数选择严格执行机组冷、热态启动曲线规定参数，确保进入汽轮机的蒸汽至少有50的过热度，且应高于汽缸最高壁温5070。；冲动前盘车时间应符合规程规定、缸体上下缸温差应小于42；暖机时间任何情况不得减少。主蒸汽温度的过热度较低时，应注意监视轴承振动、胀差、轴向位移，监视段参数变化，有异常立即打闸停机。6. 高低压加热器水位保护和调整装置要定期进行检查试验，保证其工作性能符合设计要求，高压加热器保护不能满足运行要求时，应禁止高压加热器投入运行。7. 运行中发现加热器泄露，水位无法维持时，应立即停止加热器运行，与汽轮机隔离，并及时联系处理。8. 锅炉发生灭火后，应迅速降负荷，开启管道及本体疏水，在炉侧蒸汽参数大幅下降，点火后没有回升趋势，禁止加负荷操作，当汽温降到450仍不能恢复应故障停机。9. 主、再热蒸汽温度大幅度下降时要严密监视汽机的进汽温度、上下缸温差和轴向位移变化情况，任何情况下，主再热汽温10分钟内下降50，立即打闸停机。10. 投汽轮机轴封前必须先启动盘车，投汽前应充分疏水暖管，保证轴封供汽在120-200范围内且有14以上过热度；减负荷时注意轴封汽源及时切换、调整；破坏真空后，真空到0后方可停止轴封供汽及轴封风机。11. 加强除氧器水位监视，定期检查水位调节装置，杜绝发生满水事故。12. 在汽轮机滑停过程中，汽温汽压应严格按照规程规定保证必要的蒸汽过热度。13. 汽封应能满足机组各种状态启动供汽的要求，正常运行中应检查各连续疏水情况良好。14. 甩负荷或灭火后，应保证锅炉减温水门关闭严密，否则及时关闭给水泵中间抽头门。15. 运行中注意监视抽汽管壁温度，以便根据抽汽口与加热器附近两个温度指示判断加热器工作情况是否正常，以防止加热器水位计失灵满水进入汽轮机。16. 停机前应停用对外供汽系统，为防止阀门不严向汽缸返汽，开启阀后疏水门。17. 打闸后应检查高排逆止门、抽汽逆止门关闭严密，缸温没有突降现象，否则查明原因，采取措施。18. 停机后检查汽轮机可靠隔离，防止汽包、除氧器、凝汽器、加热器满水进入汽缸事件发生。19. 停机后及时关闭给水泵中间抽头门，防止再热管道进水。20. 停机后严防汽缸进入冷汽冷水，应解列高、低压加热器及轴封加热器水侧并开启汽侧放水门，隔离轴封供汽系统。21. 停机后注意检查高旁减温水门关闭严密，防止给水进入蒸汽管道；刚停机后，不得进行拆开连通管、汽缸疏水管、抽汽管保温防止进冷气造成大轴弯曲，不得进行凝汽器、加热器泡水查漏工作，防止汽缸、加热器急剧冷却。22. 机组在停机状态下，除氧器排汽门必须在开启位置，辅汽至除氧器供汽门关闭。23. 停机后再热冷段至辅汽联箱供汽手动门必须关闭加锁，由机组长亲自鉴定，并做好记录。24. 机组启动、运行、停机时均应严密监视高排逆止门后再热管道管壁上下温度，发现有异常变化，应立即分析原因，关闭可能进水水源，并充分疏水。25. 机组正常运行中，要经常检查高加疏水至除氧器调整门的工作情况，防止高加无水位运行，高加疏水门自动失灵造成除氧器超压。26. 机组事故处理过程中，必须注意蒸汽参数变化，防止蒸汽带水造成汽机进水。27. 停机后应认真做好停机记录，分析、记录汽缸金属温度、盘车电流、偏心、汽缸绝对膨胀、胀差等参数变化，发现异常及时采取措施处理。发电部技术措施QJ200920号文执行技术措施单位：发电部主题：防止汽轮机组超速技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止汽轮机组超速技术措施1. 在额定参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，在额定参数下机组突然甩去额定负荷时，调节系统应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下。2. 汽轮机各种超速保护装置均应完好投入使用，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。3. 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。4. 汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的传感器，并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。5. 透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。6. 机组大修后或调节系统检修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节汽门存在卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。7. 正常停机时，应先将有功功率减到零，然后打闸，逆功率保护动作，解列发电机；当逆功率保护未动作时应联系锅炉迅速停炉、泄压，然后解列发电机。严禁带负荷解列。8. 机组正常启动或停机过程中，应严格按规程要求投入旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定压力值。9. 在任何情况下绝不可强行挂闸。10. 每年进行一次自动主汽门、调速汽门的开闭试验和严密性试验。11. 高、中压自动主汽门、调速汽门活动试验每周进行一次，试验确认门杆不准有卡涩现象，当主汽门和调速汽门活动失灵时，应在当天内分析原因予以消除，不能在运行中消除时，即应申请停机消除。12. 每周进行一次抽汽逆止门活动试验，当某一段抽汽逆止门存在缺陷时，禁止汽轮机使用该段抽汽。13. 保证各段抽汽逆止门联锁动作可靠。14. 大修后的汽轮机、危急保安器经过解体、调整或运行2000小时后应进行提升转速的试验，确认危急保安器动作正常。该试验应进行两次，两次动作转速差不超过0.6%。运行2000小时后，如没有停机机会，也可做压出试验。15. 危急保安器动作转速调整在3270rpm3330rpm范围内。16. 进行真实超速试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。17. 机组做真实超速试验前，必须先做手动停机试验，确认就地和远方停机试验合格，自动主汽门及调速汽门关闭迅速、严密、无卡涩，方可进行试验，并有专人负责就地和远方停机按钮，当转速超过3330rpm而超速保护未动作时，立即手动停机。18. DEH系统应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件并有在故障情况下的判断功能。19. 熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作。20. 运行中严密监视电液伺服阀的运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。21. 发电机跳闸，汽轮机转速超过危急保安器动作转速，保护不动作时应立即紧急打闸停机。22. 定期检查主油泵轴与汽轮机主轴间齿型联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。23. 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。24. 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组、应积极创造条件进行甩负荷试验。25. 汽轮机速度变动率的调整范围一般为额定转速的36%，局部速度变动率不大于4%。26. 汽轮机迟缓率不大于0.1%。发电部技术措施QJ200921号文执行技术措施单位：发电部主题：防止汽轮机组轴系断裂事故的技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止汽轮机组轴系断裂事故的技术措施1. 机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，振动超限跳机保护应投入正常，机组正常运行中轴振、瓦振应在规程规定的范围内，运行中加强监视变化趋势。2. 严格按超速试验规程的要求，机组冷态起动带25%额定负荷，运行34小时后立即进行超速试验。3. 防止发电机非同期并网。4. 发电机跳闸后注意监视机组的振动，如振动值超限或出现油膜振荡现象，应立即停机；注意高缸的隔离，重点监视高缸排汽温度的变化，超过定值时，应自动停机；主、再热汽温剧烈变化超过定值时，应立即停机。5. 建立和完善技术档案。（1）建立机组试验档案，包括投产前的安装调试实验、大小修后的调整实验、常规实验和定期实验。（2）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。（3）建立转子技术档案。a)转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。b)历次转子检修检查资料。c)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、主要事故情况的原因和处理。发电部技术措施QJ200922号文执行技术措施单位：发电部主题：防止汽轮机大轴弯曲技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止汽轮机大轴弯曲技术措施1. 汽轮机大轴弯曲事故，性质恶劣，修复时间长，造成大轴弯曲的因素，主要有二大类：一是转子动、静部分产生磨擦；二是汽缸进冷汽、冷水，使转子局部受到急骤冷却。2. 汽轮机冲转前必须符合以下条件，否则禁止启动。（1）大轴偏心度、串轴、胀差、低油压保护等表计显示正确，并正常投入。（2）大轴偏心值不应超过原始值的+0.02mm。（3）上、下缸温差不超过90（制造厂规定）。（4）主、再热蒸汽温度严格控制在高、中压缸进汽温度允许曲线范围内。蒸汽过热度不低于80。3. 机组启动前应投入轴向位移保护。4. 轴封供汽管道要充分暖管疏水，轴封自动供汽装置工作可靠，汽源参数满足要求。防止水或冷汽进入汽轮机。5. 冲转前转子应进行充分连续盘车，不少于12小时，若发生盘车短时间中断，盘车时间要重新计算。检查盘车运行正常，盘车转速在54rpm，电流正常。6. 机组启动升速过程中，应严密监视轴振动（在CRT上和就地检查）并与正常值相比较，在2900rpm以下，转子过临界轴振超过0.18mm时保护动作自动停机，若自动停机失灵或非临界转速，振动超过0.13mm，立即手动停机，改为盘车状态，查明原因。7. 启动过程中，如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火花时，应立即手动停机，停机后认真分析原因，将缺陷消除，并采取针对性技术措施，方可慎重再次启动。8. 机组启动中因振动异常而停止后，必须经全面检查并确认机组符合启动条件后，再连续盘车不少于4小时后才能再次启动，严禁盲目再次启动。9. 机组在启、停和变工况过程中，应按规定的曲线控制蒸汽参数的变化。严禁汽温大幅度变化、当在10分钟内主、再热蒸汽温度上升或下降50时，应立即打闸停机。10. 记录机组启、停过程中的主要参数和状态。停机后每小时记录一次汽缸金属温度，大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到下次热态起动或汽缸金属温度低于150为止。11. 启动前，就地检查高缸排汽逆止门及其旁路门处于关闭状态。12. 严禁汽轮机组在临界转速下停留或重新挂闸。13. 启动过程中，若主、再热汽管道阀门门杆冒白汽，应立即打闸打机。14. 机组启、停过程中，做好疏水系统的调整和检查，必须到就地进行检查阀门的位置，检查疏水是否畅通，注意疏水扩容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水扩容器标高。防止疏水系统向汽缸返水。15. 所有抽汽逆止门定期试验，关闭性能达到动作良好、关闭严密，高加水位保护应随高加一起投入运行，定期试验动作良好。16. 汽缸各部位温度计应齐全可靠，确保随时监视准确。汽缸保温良好。17. 机组打闸后，在转子惰走过程中应当保持轴封供汽压力，以防止冷空气顺轴封进入汽缸，造成上下缸温差增大。真空到零后方可停止轴封供汽。18. 在锅炉汽温明显下降期间，禁止机组进行加负荷操作。19. 严密监视机组启、停时，或正常运行中各加热器的水位，除氧器的水位和凝结器的水位，发现问题，及时进行调整和处理，防止抽汽系统向汽缸返水。20. 停机后减温水管路阀门检查关闭严密。21. 停机后立即投入盘车。当盘车电流正常值大、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。 22. 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，按运行规程有关规定处理。23. 盘车运行期间，若发现转子偏心度超过最高允许值，应停止连续盘车，要迅速查明原因并消除，待偏心度恢复至正常值后再投入盘车连续运行。24. 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较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。25. 在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。26. 汽轮机在热状态下，若主、再热蒸汽系统水压试验堵板不严密，则锅炉不得进行打水压试验。27. 汽轮机检修揭缸时，汽缸温度必须控制在100以下进行。发电部技术措施QJ200923号文执行技术措施单位：发电部主题：防止机组动静摩擦的技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止机组动静摩擦的技术措施1. 正常运行中加强对主、再热蒸汽温度、压力的监视，发现异常及时联系锅炉调整。2. 正常运行中加强对监视段压力的监视，保证监视段压力不超过规程规定，否则应及时联系降低机组负荷以控制监视段压力在规定范围内。3. 正常运行中加强对机组振动的监督，正常情况下机组相对轴振动不应超过0.076mm，否则应采取措施进行调整，汽轮机各瓦相对轴振动达到0.13mm或发电机各瓦相对轴振动达0.18mm时应打闸停机。4. 正常运行中加强对机组进行听音检查，注意监视段压力的变化，确证断叶片应立即紧急故障停机。5. 正常运行中加强对蒸汽品质的监督，防止叶片结垢。6. 机组启停应注意监视汽缸膨胀情况，防止汽缸横向偏移和纵向不膨胀，不收缩有卡涩现象，发现类似问题停止启停及时查找原因妥善处理。7. 启、停机及正常运行中加强对胀差的监视，保证高差在-1.2mm+6.6mm、中差在-3.5mm+6.0mm、低差在-2.2mm+8.0mm范围内，尤其在停机打闸时，防止低压胀差超限。8. 启、停机时加强对上下缸温差和法兰内外壁温差的监视，保证其在规程规定范围内。9. 启机前保证上下缸温差不大于90，大轴偏心不大于原始值的0.02mm。10. 启、停机时加强对蒸汽温度、压力的升降速度的监视，使其符合规程规定，同时加强对各金属温升、温降速度的监视，发现主蒸汽温度10min上升或下降50应立即打闸停机。11. 停机后应及时投入盘车、保证转子均匀冷却。12. 停机后切断进入汽缸的一切汽水阀门，加强对加热器、除氧器、凝汽器等水位的监视，严防汽缸进水、进冷汽。发电部技术措施QJ200924号文执行技术措施单位：发电部主题：防止通流部分损坏的技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止通流部分损坏的技术措施1. 机组启动前认真检查大轴晃度，确认大轴晃度在允许的范围内方可启动。2. 上、下汽缸温差要在规定范围以内，以免使汽缸产生较大的热挠曲，使通流部分间隙减小，发生碰磨。3. 机组热态启动，应特别注意蒸汽温度和轴封供汽温度与缸温的匹配，选择合理的启动冲转参数及轴封供汽方式。4. 加强对机组振动的监视，机组启动过程中，中速以下汽轮机轴承振动不应超0.03mm，过临界振动不超0.1 mm，否则立即打闸停机，严禁降速暖机；正常运行中相对轴振动不超0.08 mm，超过时应设法消除，当相对轴振大于0.13 mm立即打闸停机，当相对轴振动变化0.05 mm应查明原因设法消除，当轴振突然增加0.05 mm应立即打闸停机。5. 电网应保持在额定频率或正常允许的范围内运行。6. 汽轮机正常运行或启动过程中严格保证新蒸汽参数符合要求，保证管路及机组疏水畅通。7. 注意保持加热器、除氧器、凝汽器水位正常运行，严防发生满水事故，杜绝叶片发生水冲击。8. 禁止汽轮机过负荷运行，特别要防止在低频率下过负荷。9. 汽轮机进行低负荷冲洗叶片时，必须严格按规程进行，如规程无明确规定时，必须事先提出并经有关单位领导批准的技术措施。10. 当机组需要在缺乏个别抽汽级段等特殊工况下运行时，运行前要经过有关领导批准，并按规程严格控制机组负荷。11. 运行中注意倾听机内声音，认真监督机内振动情况，发现叶片断落象征时，应立即停机，避免事故扩大。12. 严格控制监视段压力，发现明显变化时，及时查明原因处理。13. 按规程规定，严格控制机组胀差，发现异常变化时要及时查明原因及时处理。14. 加强对机组轴向位移的监视，发现异常变化时应及时查明原因采取措施进行处理，当轴向位移超出保护动作值而未动作时应立即打闸停机。15. 停机时间较长的机组，应注意做好停机后的保养工作，严防汽、水进入汽缸，引起叶片磨蚀。16. 加强蒸汽品质监督，防止叶片结垢造成腐蚀。发电部技术措施QJ200925号文执行技术措施单位：发电部主题：防止汽轮机断叶片的技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止汽轮机断叶片的技术措施1. 严格控制监视段压力，使之不超过允许范围。2. 机组启动时，大轴偏心保持在允许范围内。严禁在大轴偏心大于原始值0.02mm的情况下启动机组，避免通流部分磨擦，损坏复环和叶片。3. 启动汽轮机时，要加强对管道的暖管疏水工作，特别是热态启机时，防止骤冷或金属温升超过允许值，以减少叶片等部件的交变热应力。4. 在启、停机时，尽可能迅速越过临界转速，避免较长时间停留在共振区域内引起叶片疲劳。5. 正确使用排汽缸喷水冷却装置，避免冷凝水在排汽温度很高的情况下骤然喷到叶片上，造成叶片折断。6. 停机后加强对高、中压主汽门和高排逆止门及其旁路门的严密性检查，防止蒸汽或疏水漏入汽缸内腐蚀叶片。7. 如末级叶片水蚀较重，考虑安全性，禁止超出力运行。8. 机组出现振动时，及时调整负荷，消除不正常的振动，严格控制振动值在合格范围内。9. 正常运行中保持蒸汽参数在允许范围内，避免叶片过负荷。10. 避免汽轮机长时间低负荷运行，减少末级叶片水蚀的发展。11. 防止机组偏离额定频率运行，保持频率在500.2Hz范围内运行。12. 蒸汽品质应严格控制在规定范围内。防止叶片结垢，使叶片应力增大，同时由于结垢，容易引起叶片腐蚀，使叶片强度降低。13. 不论在何种工况下运行，严禁机组发生水冲击，应特别注意：（1）启、停机时疏水要充分。（2）汽温突降而负荷来不及减少，蒸汽带水。（3）抽汽管道疏水不畅及各加热器管子泄漏，容易造成汽轮机进水。14. 启、停机与增减负荷的操作，应严格按照规程执行。防止升速过快或减负荷过快，汽轮机胀差过大使动静部分发生磨擦，导致叶片损坏。15. 避免机组在低负荷、高真空下运行。此工况下运行，使末级叶片根部回汽冲刷损坏叶片。发电部技术措施QJ200926号文执行技术措施单位：发电部主题：防止汽轮机断油烧瓦技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止汽轮机断油烧瓦技术措施1. 油质每周进行定期检查，保持油质良好，在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。2. 运行时要严密监视轴瓦钨金温度，润滑油温度，以及油箱的温度（以便判断回油温度），油箱油位，发现异常，应按规程规定果断处理。上述各点温度、压力若不能正常显示，必须及时联系检修处理，汇报有关领导，在处理过程中，就地进行检查、调整。3. 切换冷油器应由值长批准，严格使用操作票，在机组长或主值的监护下按操作票的顺序缓慢进行操作，操作时应严密监视润滑油压的变化，当确证备用冷油器投入正常后，方可停止原运行的冷油器，严防切换操作中断油烧瓦。不允许两个人同时操作或者一个人同时操作两个阀门。监护人不得参加操作。4. 切换冷油器时必须先向油侧注油，放净油侧空气 ，开启备用冷油器的油门和水门，然后关闭原来运行冷油器的油门、水门。并保持与集控室监盘人员密切联系，加强对油压、油温和油流的监视。5. 机组交、直流油泵电源必须可靠，各油泵的电源信号灯完好。6. 检修后的油系统要彻底进行清理，保证不留有杂质，各项指标符合要求，特殊情况增加化验次数，轴封供汽投入自动，防止油中进水，油箱排烟机运行正常，保持微负压即可，不得负压过大。7. 交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机及低油压试验严格按定期工作制度贯彻执行。8. 机组在正常运行中或停机前，必须按要求进行基本保护模拟试验、交直流油泵的启停试验，和顶轴、盘车的联动试验均合格，直流油泵应满足带负荷启动的要求（大小修后进行试验）。9. 正常停机打闸时，设专人监视润滑油压和轴瓦温度，若打闸后，交、直流润滑油泵未联动，手动启无效或联动后母管压力低，应立即冲车到3000rpm，使主油泵投入运行，防止断油烧瓦。10. 严禁汽轮机在运行中调整溢油阀。11. 油质标准不低于NASl638中的8级，油质不合格应采取措施进行处理，达不到标准时应停机处理。12. 处理油系统泄漏时，应重点注意防火，油系统、设备故障，按运行规程的各项条款严格执行。13. 运行中的汽轮机交、直流润滑油泵必须处于良好的备用状态，顶轴、盘车联锁开关及润滑油联锁开关，必须在投入位置，不得随意退出。14. 汽轮机启动时，必须确定各轴承内部有油流通过后，才能冲动转子，当转速接近额定转速，主流泵的油压已经升高能够维持油压后，才能停用润滑油泵，停油泵时，严密监视润滑油管压力和轴瓦温度的变化。15. 机组在正常运行中，严格执行运行规程中有关油系统故障的条款。16. 油系统阀门，采用明杆门，油箱就地油位计指示正确，检查油箱油位在规定范围内，至少每小时检查一次，并填写运行日志。17. 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬间断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。18. 避免机组在振动不合格的情况下运行。19. 冷油器进出口门，油箱事故放油门应加装防误操作装置或挂上“禁止操作”的警告牌。20. 正常投运盘车时应检查顶轴油泵投入并运行正常发电部技术措施QJ200927号文执行技术措施单位：发电部主题：防止油系统着火的措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止油系统着火的技术措施1. 汽轮机油管路应有必要的支吊架，尽量减少法兰和接头。仪表管尽量减少交叉，防止运行中振动磨擦。2. 油系统的法兰垫禁止使用塑料垫或橡皮垫。3. 油系统的阀门、法兰盘及可能漏油部位附近敷设有热管道或其它热体时，应在这些热体上做到保温坚固完整，外包铁皮或玻璃丝布。4. 油系统有漏油现象时，必须查明原因，及时处理好，漏出的油应及时擦净。运行中发现油系统漏油，应加强检查监视及时处理好。5. 油系统的消防设施应完善，防火标志要鲜明，防火制度要健全，严禁吸烟，要有严格的动火工作票制度。6. 在汽轮机平台下布置和敷设电缆时应远离油系统。7. 发现有油浸过的保温应及时更换。8. 油系统着火后，应立即通知消防队进行救火。9. 油系统着火后，经扑救无效，危胁机组的安全运行或当火势漫延到油箱时，值班人员应立即打闸停机并进行如下操作：（1）打闸停机后，立即破坏真空。（2）开启事故放油一、二次门，控制放油速度，使转子静止，油放完。（3）必要时进行发电机排氢，二氧化碳置换。发电部技术措施QJ200928号文执行技术措施单位：发电部主题：防止DCS系统故障造成设备损坏的技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止DCS系统故障造成设备损坏的技术措施1. 运行中应加强对DCS、DEH系统的监视、检查，主值每小时对DCS自检画面以及DEH各画面进行一次全面检查，发现有DPU离线或初始化及其它异常情况，及时联系热工处理，同时汇报值长、专业。2. 涉及到机组保护的控制器故障时应立即更换或修复控制模件，涉及到机组保护电源故障时则应采取强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机停炉。3. 机组保护装置每季度及每次机组检修后启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。4. 若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其它保护装置被迫退出运行的，必须在24小时内恢复，否则应立即停机处理。5. DCS系统故障处理原则(1)当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监视任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障。(2)当全部操作员站出现故障时，应立即停机发电部技术措施QJ200929号文执行技术措施单位：发电部主题：防止压力容器爆破事故的技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止压力容器爆破事故的技术措施1. 确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。2. 压力容器安全阀定期进行检验和排放试验。3. 运行中的压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、自动装置等）应处于正常工作状态。4. 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。5. 压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。6. 除氧器和其他安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。7. 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。8. 停用超过2年以上的压力容器重新启用时要进行再检验，耐压试验确认合格才能启用。发电部技术措施QJ200930号文执行技术措施单位：发电部主题：防止人身伤亡事故技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止人身伤亡事故技术措施1. 严格执行安全生产工作规定及电业安全工作规程以及其他有关规定。2. 各级管理人员要重视人身安全，认真履行自己安全职责。认真掌握各种作业的安全措施和要求，并模范地遵守安全规程制度。做到敢抓敢管，严格要求工作人员认真执行安全规程制度，严格劳动纪律，深入现场检查，发现问题及时整改。3. 根据现场实际情况，认真制订年度反事故技术措施计划和安全技术措施计划，并逐项实施。4. 结合春查、秋查开展“安全性评价”活动，要有计划，有总结，见实效。5. 利用每月一次的安全分析会，分析上月的安全情况及存在的问题，提出处理意见，制订防范措施。6. 管理主管以上人员每月参加一次各值的安全活动，对全体员工进行安全思想教育。7. 认真组织学习上级下发的事故通报、快报，举一反三，分析本值、各岗位的问题，制订相应的整改措施。8. 各值利用班前及班后会，由值长进行安全工作交底及安全总结，提高人员的安全意识。9. 严格执行“两票三制”，管理人员每天检查“两票”的执行情况，每月至少对每值进行一次“三制”执行情况检查，发现问题及时纠正，严格考核。10. 动火区域内工作进行必须严格执行动火工作票制度。11. 加强缺陷管理、做到及时发现缺陷、及时联系处理，并做好记录。12. 定期进行安全工器具检验，不符合要求的立即更换。13. 定期进行压力容器的检验工作。14. 加强安全培训工作，对工作许可人应进行安全培训，一年不少于两次。15. 加强现场培训工作，每年进行不少于4次的大型考试，提高值班人员的操作技能和业务水平。16. 专业每季度开展一次反事故演习，各值每月进行不少于一次的反事故演习，提高值班员的事故处理能力，值内根据实际情况做好有关事故预想，以提高应变能力。17. 积极开展危险点预控工作，确保安全生产。18. 认真检查现场阀门牌是否清晰，齐全，发现不合格者立即更换。19. 正确使用安全标示牌及有关安全标志。20. 沟、坑、孔、洞盖板盖好，正确使用围栏，护围、栏杆、护板，现场照明光亮充足，发现照明不亮的立即更换。21. 高空进行卫生清扫或其他作业时，必须系好安全带，并正确使用安全带，安全帽。发电部技术措施QJ200931号文执行技术措施单位：发电部主题：防止真空降低引起设备损坏的技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止真空降低引起设备损坏的技术措施1. 加强运行监视，保证凝汽器水位正常，水位自动调整器应投入，水位报警装置投入良好。2. 注意汽封压力、温度的调整，汽封压力调整器应投入自动（正常运行）。3. 发生汽轮机甩负荷事故或降负荷运行应密切监视轴封供汽母管压力，应自动调整，正常不低于0.005Mpa，并注意观察高中低压胀差的变化，发现异常应及时采取措施予以消除。4. 循环水泵、凝结泵、真空泵的备用泵应处于良好状态，以便需要时能及时切换或联锁自动投入运行。5. 循环水量、端差、循环水进出水温升和凝汽器进水温度应符合设计要求，运行中应对照真空检查循环水量、端差、循环水进出水温升和凝结水温度的变化。6. 加强对循环水质的监督，保持凝汽器铜管的清洁。7. 严格检修工艺及运行人员的检查维护，定期进行真空严密性试验，保证真空严密性符合要求。8. 低真空保护装置应投入运行，整定值应符号要求，报警及跳闸值不能任意改动。9. 当发现真空下降应核对排汽温度表确证真空下降，迅速查明原因，予以处理，根据真空下降的情况，及时启动备用真空泵控制真空下降，如真空继续下降，根据真空减少负荷。发电部技术措施QJ200932号文执行技术措施单位：发电部主题：防止发电机断水的技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止发电机断水的技术措施1. 保持定冷水箱水位在1/2左右，且水位高、低声光音响报警好用，发现水位低应及时检查自动补水正常。自动补水故障，应立即手动补水至正常水位。2. 每班巡检时要对水位计指示与实际水位进行核对，保证水位计指示准确可靠。3. 认真检查定冷水系统的压力表排污门、变送器排污门以及系统放水门应关严。4. 进行定冷水泵、水冷器切换时，严格执行操作票制度，必要时升级监护。5. 定冷水箱水质不合格需换水时应有专人监视。6. 一台定冷水泵需检修时应根据当前运行泵情况决定是否退备检修，如必须检修时，应对运行泵做好相应的安全措施。7. 内冷水冷却器需解体检修时，应将水冷器的内冷水进出水门关严加锁，解体时要向检修人员说明情况，防止定冷水大量泄漏，流量下降。8. 备用定冷水泵出口门应有足够的开度。9. 利用停机机会做定冷水泵低水压、事故联动应正常。10. 运行人员要了解流量测点的位置及取样门位置。发电部技术措施QJ200933号文执行技术措施单位：发电部主题：防止密封油系统故障造成发电机漏氢的技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止密封油系统故障造成发电机漏氢的技术措施1. 正常运行时密封油差压阀、平衡阀应投入自动跟踪，自动调整空侧油压大于氢压0.05MPa，氢侧油压小于空侧油压0.001 Mpa内，如油压不正常及时分析原因或倒为旁路调整。2. 保持密封油温42-45，空、氢侧油泵出口压力不低于0.6 MPa，且滤网前后压差不大于0.06 MPa，否则及时切换滤网进行清理。3. 空氢侧密封油箱油位保持在正常液位且液位应有一定变化，经常校对液位计以检查液位指示是否正确，从回油管监视回油是否正常，防止液位计指示失灵，造成密封油箱排空或满油，乃至发电机进油。4. 密封油箱补、排油时，应注意监视油箱油位变化，必要时及时调整。5. 如发生密封油压异常降低时，应及时判断故障原因，在未消除之前可根据情况适当降低发电机氢压。6. 密封瓦回油温度正常，发电机漏氢监测装置投入，发现漏氢时应根据密封油压、回油温度及补排油情况予以消除。7. 密封油系统油位高、低发光音响报警应定期试验好用，密封油泵的低油压联动及直流油泵事故联动应定期试验。8. 密封油系统的油泵切换、滤网切换、冷油器切换应严格执行操作票，有专人进行监护。9. 氢侧油箱补排油浮球阀应能自动调整油箱油位，否则改为手动用旁路控制。10. 加强巡检，认真对照表计抄表，发现异常及时汇报，分析采取措施。发电部技术措施QJ200934号文执行技术措施单位：发电部主题：防止氢系统爆炸安全技术措施编写：牟惠冰审定：张 峰 孙兆勇 李立新批准：周红松发布: 2009年8月3日 执行:2009年8月3日防止氢系统爆炸安全技术措施1. 发电机气体置换时，应严格按气体置换操作票执行，操作时要缓慢，按规定进行软管拆装工作，氢系统操作时用铜阀门钩操作。2. 氢气区内严禁烟火。3. 发电机气体置换期间，氢气区内严禁进行动火工作。有动火工作票的工作应停止，并收回动火工作票后，方可进行发电机气体置换，此期间不得在发电机或开关室进行电气方面的试验。4. 遇有雷雨天气，严禁进行发电机气体置换及排氢或排污工作。5. 发电机及氢冷系统检修后，必须做气体严密性试验合格后，方可进行气体置换。6. 发电机在氢气置换后和运行中，机壳内氢气纯度必须达到96%以上，气体混合物中的含氧量不超过2%，在任何工作压力和温度下，氢气的露点大于-25。7. 氢系统运行应密切注意氢压及冷热氢温度在规定范围内。8. 正常运行中，加强对氢系统巡回检查，发现泄漏点及时联系检修人员进行处理。9. 氢系统运行，应密切注意空侧密封油压始终高于氢压0.05MPa，空氢侧密封油差压在1Pa内，内冷水压力低于氢压0.04-0.06MPa。10. 在氢气区内进行动火工作，除办理热力机械工作票外，必须办理动火工作票，并测定工作区内含氢量小于3%，并有防止火花落到氢系统设备管道上的措施后，方可进行动火工作。11. 充氢或排污时，应缓慢开关阀门，以防止磨擦引起自燃。12. 氢系统及其设备附近，严禁放置易燃易爆物品，禁止在氢管道上接电焊机地线及用电焊把打火。13. 在氢气区内走动，严禁穿带铁钉的鞋。发电部技术措施QJ200935号文执行技术