2011发电部迎峰度夏措施.doc

通 知发电部全体人员：从2011年6月20日起进入迎峰度夏期，由于天气炎热，设备可靠性不高，用电需求大，机组长期高负荷运行，同时煤炭供应紧张导致的配煤困难、煤质差，加上今年8月8日开始举行奥运会，在迎峰度夏期间还必须同时完成#X机组大修后安全稳定运行120天的大修目标，因此今年的迎峰度夏任务特别严重。为了圆满完成2008年迎峰度夏工作，确保各项安全目标的实现，特提出以下要求：1、各级人员认真学习并落实发电部2011年迎峰度夏措施。要做好今年的迎峰度夏工作确保机组安全稳定运行，关键在行动，关键在落实。要认真落实两票三制，要认真开展运行分析工作，要认真学习、演练措施中的各项事故预想和预案。2、认真落实各级人员安全生产责任，特别是落实管理人员安全生产责任。各专业工程师要认真按照措施要求，深入现场了解设备状况，深入开展运行分析，分析设备状况，根据设备状况及时提出预防措施。要认真执行重大操作到位制度，保证重大操作的安全。值长单元长要加强管理，认真开展技术培训，提高本值运行人员技术素质，提高运行人员发现异常、处理事故的能力；要认真执行重要设备退出备用制度，在进行重大操作和重要设备退出备用时做好事故预想，做好各项组织措施和技术措施，确保机组安全。3、各级运行人员要精心操作，认真执行两票三制，认真开展运行分析，及时发现设备隐患，积极配合消缺，将设备隐患消除在萌芽状态，提高设备可靠性。要认真学习安全规程和运行规程、技术措施、事故预想和事故预案，提高处理事故的能力。4、加强检查与考核。发电部将对迎峰度夏措施的执行情况组织检查并严格考核，对由于不履行责任导致发生不安全事件者将加倍考核，直至采取下岗措施，同时严格追究管理人员的管理责任。发电部2011年5月2008年发电部迎峰度夏方案编写成焕祥郑国雄聂永刚王振东刘晓军王 勇吕于新何红周王凤宾叶 葳潘大平初审王晓华成焕祥批准 许 强目 录一、组织措施二、迎峰渡夏运行管理措施三、管理人员巡回检查路线图四、运行人员巡回检查的重点要求五、300MW机组事故预案六、600MW机组事故预案七、影响#1#6机组迎峰度夏的缺陷或隐患一览表八、锅炉防止四管爆破措施九、防止炉外及汽机高压小管道爆破措施2008年发电部迎峰度夏措施发电部200年迎峰度夏工作，主要是从设备维护管理和运行管理上着手，对突发事件有事故预案和措施，利用低负荷阶段设备小修、轮修进行设备治理，提高设备健康水平，确保机组安全稳定运行，满足电网调度要求。一、组织措施1、成立发电部迎峰度夏领导小组，组织、指导运行人员搞好迎峰度夏工作。组长王晓华副组长成焕祥蒋昆生白育西成员潘大平何红周聂永刚王 勇郑国雄刘晓军王振东吕于新王凤宾叶 葳鲁登峰王 波王世明高忠明谢爱东周建建毛 羽黄宇州胡小金张道红李 德2、迎峰度夏领导小组的工作职责1) 深入开展运行分析和隐患排查。部门每周按照专业召开专业分析，分析设备存在的重大缺陷和设备隐患，制定应对措施并组织实施。2) 细化机组运行方式分析，周密制定事故预案，并组织对事故预案进行演练，通过开展技术比武、事故预想、反事故演习等形式，不断提高人员应对突发事件的能力。3) 督促检查做好设备巡检工作和设备定期切换试验工作 ，加强技术监督，及时跟踪和分析设备运行情况，将不安全因素消灭于萌芽状态。4) 加强设备可靠性管理，着重抓好“四管”泄漏等影响机组可靠性的重点问题，增强设备的安全性和可靠性。根据设备状况，积极联系调度安排低谷消缺，积极联系检修做好计划消缺，提高设备可靠性。5) 防止人身和人员责任事故。严格落实“两票三制”，强化规章制度执行，严厉查处违章行为，杜绝人员责任事故。认真开展危险点分析和标准化作业，严格执行作业方案编制、审批和交底程序，严防人身事故。6) 燃料供应保证工作。与公司燃料部、创源燃料一部、二部加强联系，保证煤种结构的合理配置，采购足量的贫瘦煤和肥煤，保障机组稳定燃烧。同时做好配煤工作。根据煤场存煤和存煤结构，坚持由运行副总工程师每天召开配煤会，确定燃煤配比，保证煤场存煤结构合理，锅炉燃烧安全稳定。7) 制定管理人员巡回检查路线图，发电部专责工程师按照巡回检查路线图对重点设备进行重点检查，开展运行分析，发现设备隐患和缺陷，提出应对措施。8) 负责检查迎峰度夏措施落实和考核。二、迎峰渡夏运行管理措施1、防止主、辅转机超温保证汽轮机主机、小机润滑油冷却水、凝汽器循环水连续、充足，有关阀门动作灵活、调节可靠；保证开式水系统、闭式水系统、工业水系统运行正常，压力、温度符合要求，开式水滤网定期、及时清洗，确保主要水泵、风机冷却水量充足;定期检查相关滤网清洁、转动灵活,针对汉江夏季水位高、杂质、水草多,循环水泵房要加强旋转滤网和靶草机的运行,循环水二次滤网保持良好的运行状态。 认真执行设备定期切换、定期清扫制度，并考虑夏季时两台并列运行方式。对冷却效果差、脏污、堵塞的冷却设备及时利用低谷销缺予以处理；2、保证润滑油系统运行正常严格执行油务管理定期化验制度，当主油箱、EH油、绝缘油等出现指标异常时，及时通知检修人员处理，运行人员通过调整运行工况等措施控制指标恶化，油质异常期间缩短化验周期至恢复正常。严密监视主辅设备润滑油系统油压、油温正常，各油站油箱油位正常，各转机油杯油位正常，油质合格，无乳化现象，交、直流油泵可靠备用；加强监视主机各轴承金属温度、回油温度，冷却器进、出口温度正常，发现问题及时处理；增加巡回检查力度，防止出现润滑油系统漏油导致各轴承因漏油温度上升，甚至出现烧瓦事故；主机运行中严密监视油质，油净化装置投入正常运行,保证离线式滤油机完好备用；3、雷雨天气来临前加强对升压站检查.定期检查室外电气设备操作机构箱、二次端子箱箱门及就地控制站门应关闭良好，防止电气设备受潮或进水；室内电气设备、配电室及变压器室应无漏水情况；4、落实和执行全厂保厂用电措施，加强对蓄电池、柴油发电机等设备的巡视和定期维护工作；5、注意汽机房内通风良好，屋顶风机运行正常，为主机运行创造一个良好环境；重点保证集控室电子间、配电室、网络小室等处空调设备正常运行，除中央空调外有必要的后备措施，务必保证电气、继保、热工设备运行在规定的温度环境中运行。6、定期检查厂区排水管道畅通，试转排水泵正常，发现异常立即通知检修处理，确保厂区排水系统及设备完好备用。汛情发生时，按公司防汛预案组织好运行抢险分队进行抢险。7、做好防火检查工作，保证消防水系统运行正常，各消防设施完好备用；及时清理各电缆沟道、夹层煤粉清理；加强油系统检修后的现场验收及试运工作，确保万无一失。三、管理人员巡回检查路线图3.1管理人员巡回检查要求各专业工程师每天按照管理人员检查路线对本专业重点设备检查一次，对异常设备可增加检查次数。各专业工程师每天根据检查情况，结合各岗位运行记录、设备缺陷对本专业设备运行状况认真开展运行分析，及时发现设备运行异常，提出应对措施。3.2锅炉专业检查路线锅炉专业重点检查设备：炉前油系统、六大风机、空预器、探头冷却风机、制粉系统、（600MW机组）捞渣机、密封风机；300MW机组：#1炉探头冷却风机#1炉空预器一单元集控室#1炉制粉系统#1炉一次风机#1炉送风机#1炉引风机#2炉引风机#2炉送风机#2炉一次风机#2炉制粉系统#2炉空预器#3炉探头冷却风机#3炉空预器二单元集控室#3炉制粉系统#3炉一次风机#3炉送风机#3炉引风机#4炉引风机#4炉送风机#4炉一次风机#4炉制粉系统#4炉空预器600MW机组：5炉给煤机5炉空预器5炉火检冷却风机及等离子风机5炉燃烧器#5炉磨煤机及其油站#5炉密封风机#5炉炉底水封、捞渣机#5炉甲乙侧一次风机及油站#5炉甲、乙侧送风机及油站#5炉甲乙侧引风机及油站、轴冷风机#6炉甲乙侧引风机及油站、轴冷风机#6炉甲、乙侧送风机及油站#6炉甲乙侧一次风机及油站空压机#6炉密封风机#6炉炉底水封、捞渣机#6炉磨煤机及其油站6炉火检冷却风机及等离子风机6炉空预器6炉给煤机6炉燃烧器3.3汽机专业检查路线汽机专业重点检查设备：电泵、汽泵、凝结水泵、开闭式水泵、真空泵、润滑油、密封油、EH油、内冷水、汽轮机；300MW机组：集控室#2、3高加A、B小机、汽泵汽机本体轴封系统润滑油系统顶轴油泵密封油系统电泵凝结水泵小机油系统汽泵A、B前置泵EH油系统胶球清洗装置真空泵定冷内冷水泵600MW机组：顶轴油泵主机冷油器主机油净化装置电泵及其工作、润滑油系统A、B小机油系统A、B小机前置泵凝结水泵及凝结水系统闭式水系统开式水系统定子内冷水系统空、氢侧密封油系统真空泵及其系统氢气干燥器循环水坑排污泵主机润滑油系统EH油系统高低压旁路主机轴封系统轴封系统低加A、B小机及其给水泵主机本体及其进汽机构#1、#2、#3高加辅汽联箱闭式水系统除氧器系统3.4电气专业检查路线电气专业重点检查设备：励磁系统、柴油发电机、直流系统、主变高厂变300MW机组： #1.#2主变，高厂变及#1启备变本体#1.#2发电机励磁小室#1.#2机保安电源柴油发电机室220KV开关站#3.#4机主变，高厂变及#2启备变本体#3.#4机发电机励磁小室#3.#4机保安电源柴油发电机室#3.#4机直流系统配电室二单元集控室集控室继电器室#3.#4机发电机本体#1.#2机发电机本体一单元集控室集控室继电器室#1.#2机直流系统配电室600MW机组：三单元集控室继电器室襄30开关间#3启备变#5主变、高厂变、高公变#6主变、高厂变、高公变隔500KV线路及其设备500KV网络小室柴油发电机室#5、6机组引风机、送风机、一次风机#5.#6机发电机封闭母线#5.#6机发电机出口PT，PT端子箱及避雷器#5.#6机 6KV配电室#5.#6机380V配电室#5.#6机直流UPS系统配电室#5.#6机发电机本体#5、#6发电机励磁系统#5、#6继电器室3.5综合专业检查路线综合专业重点检查设备：电除尘电场、仓泵输灰、灰浆泵、高低压冲洗水泵、脱硫系统、翻车机、斗轮机；3.6化学专业检查路线化学专业重点检查内容：化学制水系列、精处理系统及汽水油等品质监督。一单元集控室二单元集控室三单元集控室三单元化验站（精处理）二单元化验站（精处理）一单元化验站（精处理）一期工业净水站制氢站化学补给水控制室化学试验室3.7安培专责检查路线安培专责重点检查内容：两票三制四卡、防汛防火、安全活动及应急预案的执行落实情况。#1单元工作票办理间（检查开工、完工工作票和执行过操作票、地线登记本，地线摆放，警示牌）#1单元集控室（待办工作票、前一天出现异常情况统计、培训安全记录）#1、2机组重要缺陷和隐患#2单元工作票办理间（检查开工、完工工作票和执行过操作票、地线登记本，地线摆放，警示牌）#2单元集控室（待办工作票、前一天出现异常情况统计、培训安全记录）#3、4机组重要缺陷和隐患 #3单元工作票办理间（检查开工、完工工作票和执行过操作票、地线登记本，地线摆放，警示牌）#3单元集控室（待办工作票、前一天出现异常情况统计、培训安全记录）#5、6机组重要缺陷和隐患抽查工作票现场执行情况四、运行人员巡回检查的重点要求1、运行人员巡回检查要随身带好电筒、测温仪、听音棒。通过看、闻、听、摸、测的手段，加强对转机和轴承温度，声音、振动掌握，及时发现转机轴承出现问题，并及时作出判断联系处理。2、加强监盘质量，加强对电机线圈、转机轴承监视，发现问题及时处理。3、加强汉江水位监视、根据天气变化和上游来水情况，作好排涝抗洪准备工作。4、加强对冷却水用户的冷却水压差变化掌握，发现问题及时处理，必要时采取并列冷却器运行、切换冷却器等手段保证运行参数正常并及时联系检修清扫处理。5、对巡回检查发现滴、漏、跑、冒、吸现象，及时联系检修处理，没有条件的在负荷低谷时创造条件联系配合检修处理。保证现场文明生产。6、加强对电子间、继电器室、母线室、励磁小室温度监视，防止室内过热影响电子元件安全运行。7、高温天气增加对带大负荷设备的巡视次数。发现设备过热、220KV线路过负荷或连接部位发热应及时汇报调度，协助调度调配负荷；五、300MW机组事故预案5.1锅炉专业机组停炉不停机MFT后的处理导则特别说明：事故处理要考虑顺序阀方式的影响我厂炉跳机保护已改为低汽温保护。低汽温保护动作条件有2个：1、MFT后主汽温10分钟下降大于50度；2、MFT后过热度小于80度；为了保证锅炉MFT后，机组能安全正常运行，并且能及时恢复至正常工况。值长、单元长应快速减负荷（尽可能低，5至10MW即可），减少汽温降低的速度。，查明锅炉MFT动作原因，然后组织各专业协调处理。一、锅炉专业： 关键是采取一切措施尽量减少汽温降低的速度，查清MFT原因后尽快恢复。1、MFT后检查锅炉各联锁动作正常：高、低旁路关闭；过热器、再热器减温水总门关闭，关闭再热器减温水抽头电动门；将制粉系统转机复位，关闭排粉机入口档板；关闭一次风机入口调节档板和出口挡板；联系除灰退电除尘；2、检查空预器、送、引风机运行正常。调整炉膛负压，调整送风量至3040之间。做好吹扫准备，条件具备后立即开始吹扫（如果时间已超过5分钟，热工到位后强制吹扫）。3、电动给水泵联启，切给水为旁路上水，调整汽包水位正常-100MM， 4、MFT复位后，检查调整油压正常2.5MPA以上后（也不能过高防止油枪无法点燃），检查点火条件满足，投入AB层油枪。5、投运两层油枪，启动一次风机后，投粉条件满足后开始投粉。不得强制投粉条件。6、恢复中锅炉应注意以下几个问题：1) 尽快增加燃料（油枪和给粉机），防止汽温降低过多，尽快将温度、负荷调整到与缸温匹配。2) 调整燃烧升温过程中，当汽温已经开始上升时，防止超温；3) 如锅炉MFT动作前炉膛冒正压，应就地检查炉膛看火孔；4) 控制好汽包水位，防止水位过高或过低。二、汽机专业： 1、MFT后自动以150MW/MIN将负荷给定值减至60，此过程一般不必要手动干预。逻辑回路中60的给定值并不对应功率给定值，在功率回路没有投入时，给定值为60时，负荷将远远低于60MW，启动阶段或滑压运行时更是如此，在逻辑回路没有完善前，运行人员在MFT后必须在发电机实际功率减至60MW时将DEH切为手动，防止逆功率动作。2、负荷降低至60MW以后，立即将DEH切至“手动”，在DEH手操盘上立即减负荷至10MW左右。3、倒换轴封汽源至辅汽运行；4、启动除循泵，投运除氧器加热；5、加强缸温、胀差、振动的监视，防止汽机进水；达到手动打闸条件时立即手动打闸。6、注意调整除氧器、凝汽器、加热器水位；7、目前机组正常运行方式为顺序阀，事故处理过程中一定要做好事故预想后才能进行阀切换，为了防止切换过程中负荷波动大导致不良后果，必须待机组负荷加至180MW以上再进行阀切换。特别是#2机组GV3关闭更应该如此。三、电气专业： 1、MFT后，电气立即将厂用电切换至启备变带，防止逆功率动作；2、加强监视发电机无功及电压等参数；3、解除给粉电源联锁将给粉电源送电；4、配合机炉完成其它相关操作；防止锅炉油系统泄漏着火措施1、认真执行定期工作制度。在油枪投入时，值班员必须带上通讯工具和扳钩，就地观察油枪状况，发现软管漏油立即联系集控室退出油枪并关闭就地手动门。3、 锅炉点火时，应严格监视油枪雾化情况，一旦发生油枪雾化不好应立即停用，并联系检修处理。每半小时就地检查油枪是否漏油。4 、在锅炉紧急投油后必须在1分钟内到就地检查油枪工作状况，运行期间每半小时巡检一次，发现油枪现场漏油除立即汇报单元长或值长，使用就地消防器材灭火。5、锅炉油枪泄漏后发生火灾消防时，值班人员应站在上风处灭火，并且根据喷油范围和方向，看清楚就地位置，选择逃生方位。6、认真执行设备巡回检查制，在检查过程中应注意油系统管道、阀门是否有漏油的情况发生，其附近保温、积灰是否带油，一旦发现应立即联系相关单位进行处理。7、进行各类检修工作时，认真执行安规的相关规定，对油系统进行动火作业前除办理热机工作票外还应办理二类动火工作票。在动火工作中应在动火地点旁放置灭火器备用。检修工作中一定要随时将流出的燃油及油污清理干净，做到防患于未然。工作票销票时到就地检查要求做到工完料尽场地清。8、在油管道上（包括空管道）进行检修作业前，应使用蒸汽对管道进行吹扫，冲净管内积油。并必须采取可靠的措施，把检修系统与运行系统进行隔绝。检修时拆开管路法兰，放尽余气并通大气。引风机失速预防措施为避免风机动叶损伤，燃烧不稳，制定如下措施。1、加强锅炉本体、省煤器、空预器、水平烟道检查，消除漏风。2、制粉系统运行中减少漏风，对防爆门、木屑分离器、绞笼仔细检查。3、加强空预器吹灰，每班两次，减少空预器阻力。4、本体吹灰务必彻底。吹灰顺序为：空预器-炉膛-水平烟道-后烟井-空预器 。现已委托戴蒙德公司杨工全面负责。具体按发电部吹灰规定执行，发电部将严格考核。5、每班检查两次空预器漏风装置投运情况。6、单元长接班后及时了解电除尘电场投运状况，加强对电场电压、电流监控调整。7、引风机动叶在90%解除自动方式，超过90%时要限制机组负荷。8、制粉系统断煤时，应及时关小排粉机入口档板；高负荷时在趋势图中注意监视排粉机电流，以便及时发现断煤。防止汽包满水和缺水事故的措施1、锅炉水位保护严禁自行退出。当运行中水位自动发生故障须解除保护时，应汇报值长，并经总工批准。点火前如水位保护不能正确投入时严禁启动锅炉。2、汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动试验。用上水方法进行高水位保护试验、用放水方法进行低水位保护试验。 3、保证汽包水位保护应能正常投用，若保护装置因故障需退出时，应经总工批准，并制订相应安全措施，恢复期限不超过8h。4、当一套水位测量装置因故障退出运行时，检修人员应做好检修交待，并注明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项。并在8h内恢复。 5、每班接班时，应做热工报警声光信号试验。每班定期校对各水位表二次，并做好记录，发现表计偏差大于30mm时，应立即联系热工人员处理，保证各水位表指示的正确性。当不能保证两种类型水位计正常运行时，应停炉处理。6、运行人员应认真监盘，勤于分析，精心调整,确保水位稳定。应经常分析给水自动运行情况，发现调节特性差时，立即解除，联系热工人员处理。 7、汽机切换给水泵、投停高加、锅炉排污及受热面泄露时应加强对水位的监视与调整。 8、当电动给水泵运行中发生勺管控制失灵时，应立即切除自动，手动进行调节，并密切注意给水压力、流量的变化，防止因操作不当而造成汽包缺、满水事故。 9、当因安全门动作、开向空排汽、机组甩负荷等异常工况引起较大幅度的突升突降负荷时，均应防“虚假水位”干扰，有针对性的进行调整。 10、启动过程中减温水投入应缓慢，注意联系，在温度达到480应逐步投入减温水自动。在异常、事故情况下，应密切注意给水压力、流量的变化，防止给水流量低于130T/H造成给水泵再循环开启，以免造成汽包缺水。 11、定期试转电动给水泵。确保可靠备用12、当省煤器、水冷壁泄漏或给水泵故障，锅炉无法维持汽包水位时，应申请调度紧急停炉。13、当在运行中无法判断汽包确实水位时，应申请调度紧急停炉。水位调整指导原则1、锅炉启动过程及低负荷水位调节方法 A、在汽包上水阶段，按照规程执行，控制上水速度和汽包壁温度差，注意上水完毕开启省煤器再循环； B、在水循环建立阶段，开始连续小流量上水：使用给水旁路调节门控制流量，给水泵流量一定要控制在130 -260t/h之间，否则给水泵再循环会在130t/h强开和260t/h强关，上水流量引起很大波动； C、在汽机冲转阶段，蒸汽流量100t/h以内，除上述方法外，可以用保留高低旁路开度增加蒸汽流量，便于给水调节；D、低负荷上水注意给水旁路调节门开度在50%-70%，给水泵再循环配合前置泵出口流量，主要用电动给水泵勺管控制上水流量。E、并网后负荷升至40MW以上，蒸汽流量150t/h以上，逐渐关闭给水泵再循环门，可以投入给水旁路自动；维持给水母管压力高于汽包压力1-2MPA。 F、机组负荷升至80MW以后，可以在-50MM水位切为给水主路上水，此时相当于两路供水，然后关闭旁路电动门及调门，投入电动给水泵自动； G、在汽动给水泵没有并入给水系统之前，机组负荷尽量控制在150MW以下；注意电泵油温和推力瓦温度超限。 H、负荷150MW以上可以进行并泵操作，在并入两台汽动给水泵时电泵均在自动控制状态。退电泵时，如果电泵勺管调节迟缓时立即切为手动操作，防止汽包事故放水门频繁动作，注意蒸汽流量与给水流量匹配。 I、每次汽动给水泵并入系统后及时切换再热器减温水抽头电动门。2、汽动给水泵跳闸时锅炉水位调节预案 单元长迅速指定专人调整水位A、确认电泵联启正常，勺管位置50%；B、确认另一台汽动给水泵自动切为手动运行，工作正常，防止过负荷跳闸；C、机组高负荷时，增加电动给水泵勺管指令，反之根据负荷减少出力，注意再循环已关闭；D、根据汽包水位和蒸汽流量，将总给水流量调整与之匹配，原则上控制电动给水泵出力比汽动给水泵小，保护电泵不过负荷。E、水位50MM内投入电动给水泵自动，检查给水三冲量投入，自动失灵水位波动大时，立即切为手动控制，通知热工处理；F、切换中间抽头电动门；G、根据机组负荷及时分配两台给水泵出力；H、如果事故放水动作，高负荷应在水位回头后立即关闭；I、如果电动给水泵联动不成功，立即手动强启一次，再按照上述方式及时加大流量并入给水系统；J、如果电动给水泵不能启动，RB动作，按照RB自动动作后手动干预。整个过程机组负荷应保持不变，燃烧稳定，燃料不必增减，控制主汽压力平稳，为汽包水位调整减少外扰，正确判断虚假水位。空预器跳闸处理预案1. 立即重新启动一次，不成功启动辅助电机2. 辅助电机启动成功，则降负荷至60%运行，必要时投入油枪稳燃3. 立即关闭进出口烟气档板，监视故障侧出口排烟温度，温度继续升高可以开检修门冷却4. 辅助电机启动不成功，退出密封装置，就地立即用手动盘动5. 电气、机务均要检查清楚非机械问题可以重新启动6. 一旦可以转动，立即投入吹灰7.如两台空预器停运，或者超过300以上转子不能盘动申请停空气预热器检修预案 一、准备：1、停运前加强空预器吹灰。2、粉位保持2.5米左右。3、油枪试投正常。4、DEH由顺序阀切为单阀控制5、退出一次调频二、操作：1、退出空预器吹灰器。2、联系热工解除甲（乙）侧空气预热器停止运行联跳对应甲（乙）侧引风机保护。3、联系电气热工解除空气预热器停止运行联跳送风机保护、风量小于30%保护。4、降低机组负荷至200MW。 5、投入AB层油枪。6、关闭甲（乙）侧空气预热器入口烟气挡板并手紧，注意监视炉膛负压，空气预热器出口排烟温度应下降。7、关闭甲（乙）侧空气预热器出口一次风挡板和旁路档板，注意监视一次风母管风压和炉膛风量。8、关闭甲（乙）侧空气预热器出口二次风挡板并手紧，注意监视炉膛风量和二次风压。9、将甲（乙）侧空气预热器辅电机切至“手动”。10、排烟温度降至150以下，停止甲（乙）侧空气预热器运行。密切监视出口排烟温度无明显上升，如果温度上升，采用排烟温度250时间断启动辅助电机方式，或者开启空预器入口烟气侧检修孔降温。11、炉膛燃烧稳定后退出油枪。12、在检修处理期间，甲（乙）侧空预器一直坚持手动盘车，防止乙侧空预器蓄热片变形。13、严密监视甲（乙）侧空预器运行工况。跳闸后强起一次，不成功按照紧急停炉处理。14、监视空预器出口一、二次风温度趋势。排烟温度无下降趋势，继续减负荷并进行空气预热器蒸汽吹灰直到排烟温度稳定并下降。15、如果锅炉出现MFT，按照发电部关于锅炉MFT后处理则执行。高加退出时防止锅炉超温措施高加退出运行时容易造成锅炉超温。主要原因是给水温度降低后，锅炉燃烧率加强，炉膛出口烟气温度增高，导致尾部过热器超温。为了保证在这种特殊工况下锅炉正常安全运行，防止超温特制定此规范；1、负荷维持260MW以上；2、高加切除前应保持粉仓粉位3米以上，两套制粉系统运行（最好是2、4）；3、投运A、B、C 层燃烧器，根据煤质情况将A、B层转速指令加至不大于70%，可投D层两支燃烧器；4、锅炉进行一次全面吹灰（负荷70%MCR以下时投运AB层油枪两支稳燃），增加炉膛水冷壁吸热能力；5、切除高加后；调整低过侧烟气档板开度并就地校对，在不发生尾部烟道振动的前提下，可将低过侧烟气档板开度关至20%；炉膛氧量控制在3.0左右，防止风量不足，造成后期燃烧；总风量不变时，调整燃烧配风，关小下排二次风，开大上层二次风维持主汽压力稍低使汽机调门适当开大，；将汽包水位给定值正定到+30mm；全面检查炉底水封正常和锅炉本体、制粉系统严密不漏风。机组负荷不允许超过280MW运行。 5.2汽机专业5.2.1电泵或汽泵检修预案见发电部网页5.2.2汽机大幅度甩负荷事故预案1.当机组大幅度甩负荷（幅度超过150MW）的处理1.1锅炉立即切除最上层运行中的全部给粉机，逐台停止制粉系统运行；1.2 对角投入AB层四支油枪； 1.3 立即启动电泵保持給水流量略大蒸汽流量，将汽动给水泵辅汽汽源全部投用（若本机组带全厂辅汽母管时应切换至高负荷机组带），维持汽动给水泵正常运行。1.4 在BTG盘上手动加负荷至150MW左右，加负荷速度兼顾汽包水位及汽包压力；1.5 根据甩负荷情况再切除上层部分给粉机；1.6 检查高旁应开启（主汽压变化速率1.6Mpa/min高旁自动开启），当主汽压力18Mpa高旁未开启应手动开启高旁泄压，否则手动打开锅炉电磁阀泄压；1.7 视情况切换轴封汽源由辅汽供。1.8 负荷低于100MW切厂用电至启备变带。2.注意事项2.1电泵启动要及时，否则将失去减温水造成锅炉主/再汽超温，高旁超温、超压（高旁后温度380度、压力4Mpa将闭锁高旁开启）； 2.2投油时注意调整油压，防止油压低跳油枪； 2.3及时调整汽包水位；2.4及时调整主、再热汽温；2.5 注意监视汽机主、再热汽温、缸温、胀差、振动、轴向位移等参数变化。3、极端情况 如果处理过程中汽压、汽温或汽包水位无法控制，可以将锅炉打闸，然后按照锅炉MFT后的处理导则进行处理。5.3电气专业关于励磁调节器单柜运行时的注意事项励磁调节器在新增PSS程序并试验完毕后，4台机组的工控机的程序已经全部更换成新的含PSS的程序。但在运行中发现，#1机组受到干扰跳直流开关时，既一台自励调节柜退出运行后，如果将该调节柜的工控机电源开关断开，另外一台柜子的触发角在监视机上立刻开始在强励角度和逆变角度之间甩动，且波动频率比较快。经电气二班办票检查后发现：在一台柜子掉电后（既一台自励调节柜退出运行后，将该调节柜的工控机电源开关断开），另外一台柜子的触发角的甩动是真实的，用示波器检查，其直流后侧的出线上的波形的甩动情况和监视工控机上的角度甩动情况一致，不是采样及测量回路的问题。目前在#1、#3机组的自动励磁调节器上都做了单柜工控机退出后的触发角甩动试验，证实在此两机组上都存在此问题，#2机组待开机时再做试验。因此请运行人员切记：在全部的4台机组上出现单柜的运行情况时，如无必要，切勿断开停运柜的工控机电源开关S6和同步信号开S1！如必须断开，请通知电气二班人员到场！发电机励磁系统异常处理应急预案1. 因励磁回路对发电机运行影响较大，在事故处理时，应仔细认真，若可能对发电机转子电流有较大影响，应及时汇报值长，立即通知检修检查处理，并作好事故预想；2. 一个调节柜AVR- I（或AVR-II）故障时，应尽可能确保另一调节柜AVR-II（或AVR- I）运行正常，及时联系检修检查其在整流状态，同时应确保发电机电压、无功不超限；3.若一时无法判别哪一台调节柜故障时，及时通知检修检查处理。若调节器故障引起失磁，立即切到50Hz手励运行；切换时注意先断Q4，Q5，后检查Q6联合正常。4. 如失磁保护动作发电机跳闸，则按发电机跳闸有关规定处理；5. 如失磁引起振荡则立即将发电机解列；6. 解列后对发电机励磁系统进行检查，一次系统无异常时，可改换励磁方式，使发电机重新启动并网。7. 若一台调节器单柜运行，禁止对另一退出的调节柜做修改参数等可能影响运行调节柜输出的工作，若确需修改参数时，应倒为50HZ手励运行，待参数修改完毕并可正常投运后，再倒为工作前运行方式；8.必须保证继电器室中央空调工作正常，温度控制在20度左右。9.对于我厂励磁调节器其它相关异常处理，严格按照电气运行规程规定执行。注意事项：下列情况下不允许进行相应的励磁方式切换：1. 50HZ手励回路在备用状态下设备输出不稳定，或有明显卡涩，或空载时有明显发热等异常，禁止将50HZ手励并入系统；2. 50HZ手励回路用的厂用380V电源有直接停电危险，禁止将50HZ手励并入系统；3. 故障柜“watchdog”动作，此时禁止用50HZ手励参与调整；4. 恒电压运行时，“发电机出口PT断线”调节器自动切为恒电流方式；此时不允许将2CS切回恒电压方式；5. 任何情况不允许切为恒无功方式；6. 发电机进相运行且程度较深时不应进行励磁方式倒换，应调为迟相运行后再倒换；7. 主励转子回路有一点接地故障；变电站迎峰渡夏预案1、迎峰度夏期间，特别是恶劣天气（雷雨、大风、冰雹等）时，应加强对运行设备的监视，发生系统事故时，应立即向值长准确汇报开关、保护、自动装置等动作情况，在值长统一指挥下协助调度处理事故并做好记录。2、变电站SF6开关位于室外，随着外界的气温升高，由于各油管道暴露在外面，导致开关内油压均偏高，要求加强室外巡回检查，记录各开关油压。一旦有油压超过37MPa或渗漏油等异常情况发生时，应及时汇报值长和发电部相关领导。3、为保证保护与自动装置的继电器无过热异常迹象，继电器室内应根据气温开启室内空调，保持室内气温在20-22。4、雷雨天气，禁止进行倒闸操作；在室外检查，应按规定穿雨衣，不能打伞进行检查。在暴雨来临前，应检查门窗及各控制箱、机构箱柜门是否关严。雷雨大风时，应检查周围有无可能被风刮起的杂物；雷雨后，要及时检查电览沟、电览竖井内应无积水，否则汇报值长，联系检修人员处理。5.4化学专业1. 根据汉江水质浊度变化情况及时通知调整斜管沉降池和机械搅拌澄清池的凝聚剂加药量，加强设备运行过程中的定期排污；每月停运清洗一次池内污泥。2. 加强高效过滤器出口的浊度监测，及时对高效过滤器和活性炭过滤器进行反洗操作，适当延长反洗时间。3. 对一级除盐系统、补给水混床、精处理混床进行阴树脂再生时，应根据水温高低调整水、汽流量，保证再生碱液温度在40-55范围内。4. 及时对补给水中和池、凝结水中和池、澄清池污泥池进行排放，防止暴雨天气时出现池子溢流。5. 调大机组各水汽取样分析装置的冷却水量，保证各水汽样出口温度在251范围内。6. 加强机组炉内外化学加药间的通风排放，防止造成人员氨中毒和联胺中毒。7. 检查、试验高速混床的凝结水温度高保护在正常状态。 检查、保证凝结水精处理系统旁路门启闭灵活。8. 调大制氢站制氢机氢/氧分离洗涤器、氢气冷却分离器、氢气冷却干燥器的冷却水量，保证电解槽温度、氢气温度和湿度不超标。9. 加强制氢站整流柜间的通风冷却，防止整流柜超温跳闸。10. 认真检查#1-8储氢罐的接地装置是否良好、可靠，防止雷电天气时发生事故。11. 调节化学试验室精密仪器间、煤分析仪器间、油色谱分析间的环境温度合格，保证水、煤、油质的化验数据准确。12. 按规定及时配制、贮存、更换各种化学监督用分析试液，防止试液因高温而失效，影响化验结果的准确性。13. 将化学试验室内的氧气瓶、氮气瓶置于背阳处，防止气瓶因爆晒而出现异常。六、600MW机组事故预案6.1锅炉专业夜班锅炉低负荷运行防止MFT措施1. 值长接班后及时了解煤场以及煤仓内的存煤情况，严格要求输煤程控按照配煤会议要求做好相关上煤工作，保证煤仓有效煤位在5米以上。2. 值长积极联系调度，尽量保证机组负荷在300MW以上。3. 锅炉低负荷运行时，应保证4台制粉系统运行。优先考虑A、B、C、D制粉系统运行，尽量不要隔层运行，严禁C、D、E、F制粉系统的组合方式运行。4. 最下部制粉系统给煤量投手动，并保证给煤量在40t/h左右，其它制粉系统的出力在30 t/h以上。5. 严密监视氧量变化，低负荷氧量维持在5%、总风量在900t/h左右。AA层二次风挡板开度全开（A制粉系统未运行，AB层二次风挡板开度为80%以上），投运制粉系统相对应的燃料风挡板的开度应与制粉系统的给煤量成正比，未投运的制粉系统相对应的燃料风挡板与二次风挡板开度在10%以下，其它二次风挡板控制炉膛差压在650Pa左右。经常核对燃烧器风门就地开度与CRT上指示一致，防止火焰偏斜与局部燃烧恶化等异常事件发生。6. 制粉系统出力变化时应及时调整磨煤机通风量，防止通风量与给煤量比例失调过大，一方面影响锅炉着火，另一方面势必减少二次风量的比例，导致锅炉效率下降。7. 原煤仓所上煤种为贫煤时，在保证磨煤机不堵塞的情况下尽量减少通风量，磨煤机出口温度可提高至90左右，这样可以降低一次风速，提高煤粉细度与煤粉浓度，有利于煤粉着火。8. 煤质较差或锅炉负荷低于350MW时应重点监视火嘴火焰强度，加强就地看火，发现火焰强度闪烁，火焰发暗，氧量上升较快时立即投入油枪助燃。但是锅炉炉膛负压下沉同时火检闪烁，火焰电视无火时禁止投油，防止锅炉炉膛爆炸。9. 锅炉燃水比大于1：5.5时应高度重视，精心调整。机组负荷小于350MW，燃水比大于1：5，应投入2支小油枪稳燃并取煤粉样进行分析。10. 任何情况下，锅炉运行中若发现负压波动大于100Pa，应及时投入等离子点火稳燃装置，若仍波动较大或负压波动大于200Pa，则及时投油助燃。待锅炉燃烧、机组负荷稳定后，应及时断油运行，并退出等离子点火稳燃装置。11. 运行中制粉系统跳闸或设备检修导致制粉系统隔层运行，锅炉燃烧调整方面应遵循以下原则进行：制粉系统跳闸后如燃烧情况良好，可迅速暖磨，启动备用制粉系统。关小停运或跳闸燃烧器上、下两层二次风挡板，尽量减少隔层的两层燃烧器之间的冷风量。适当加大隔为单层运行制粉系统的出力，提高其煤粉浓度，以利于着火。暖磨过程应缓慢，防止暖磨时大量冷风进入炉膛，降低炉温，使得燃烧不稳，造成锅炉熄火。必要时，可投油稳燃。12. 低负荷制粉系统断煤时可投入等离子稳燃，同时密切监视炉膛负压、火焰电视、火检强度等，若燃烧不稳或A磨煤机断煤，则应果断投入AB层两只小油枪运行。发生两台及以上制粉系统断煤，考虑制粉系统的运行方式，在保证炉前油压的前提下立即投入4支油枪运行，制粉系统来煤正常后及时退出油枪。另外还要严格按照磨煤机断煤时注意事项执行，避免断煤导致异常扩大。13. 低负荷运行时应重点监视锅炉总风量及单侧二次风量，发现风量波动时应立即查明原因，联系热工处理。若单侧送风机跳闸，应立即增加另一侧送风机风量，防止锅炉风量小于528t/h（延时5秒）导致保护动作。14. 锅炉低负荷运行时若燃料大幅度减少引起过热度下降时，在减少给水流量的操作过程中，应密切监视总给水流量、给水压力与主汽压力之差、每台给水泵流量等相关参数。始终保证给水压力与主汽压之差在1.8Mpa以上；尽量保证每台给水泵流量在390t/h以上，若仍然要减少给水流量，可以将一台汽泵再循环调门切至手动，防止压差过小或再循环强开导致“给水流量低”保护动作。15. 低负荷运行时，锅炉压力维持在18MPa左右，有利于机组转入湿态后分离器水位调节门开启。锅炉捞渣机放渣防止MFT措施预防措施1、检修人员利用停炉机会加强捞渣机传动部分的检查，包括各种涨紧轮、转向轮、刮板、链条等的检查。2、捞渣机起停应严格遵守规程要求。启动，先启动涨紧装置再启动捞渣机；停止，先停捞渣机再停止涨紧装置。3、捞渣机运行过程中加强检查。自动张紧系统运行正常，油压4Mpa左右，油位在1/2以上。捞渣机油箱油温在50以下，油压10Mpa左右，油位在1/2以上，轴承密封水正常。4、捞渣机自动涨紧运行到上极限，应短时停止捞渣机截短链条。涨紧系统尾部链条限位销按要求安装，防止涨紧系统失压后链条松弛造成脱轨。5、锅炉吹灰时若掉大焦，捞渣机渣量大应暂停吹灰，待渣量减少后再继续吹灰。6、经常监视捞渣机油压在10Mpa左右，油压在15Mpa以上时应通知值长。若煤量大应减负荷运行。7、除灰值班员应根据机组负荷及渣量及时调整捞渣机转速。8、渣仓料位在6米（渣仓高度9米）以上应及时联系天健公司加强运渣，防止渣位高使捞渣机跳闸。捞渣机放渣处理一、组织工作1、捞渣机放渣应办理工作票， 做好危险点危险源分析。工作票由值长批准，由除灰值班员许可。2、整个放渣过程中工作负责人要保证人身和设备的安全，并将就地情况及时反馈给值长。“打开放渣门”由值长下令给工作负责人，“关闭放渣门”由工作负责人申请并得到值长的许可，炉底水封即将恢复时工作负责人应及时通知值长。3、放渣从捞渣机中部执行，加上两侧的大量人工冲洗水，有利于捞渣机内的所有积渣快速排除。4、放渣前应检查捞渣机水封槽补充水源状态，尽量准备多的外接水源，减少水封破坏后建立水封时间。5、在开始放渣前，值长应对值班员进行监盘分工，对减温水系统、分离器水位控制系统、给水系统、燃烧系统、凝结水系统等重要系统应专人监视。二、主要操作步骤1、提前联系化学，将补水箱水位维持在高水位。2、检查电泵及锅炉疏水泵处于良好备用状态。3、申请调度，机组降负荷至260MW左右。4、在CRT上做主再热汽温、螺旋管壁温、分离器出口汽温、炉膛负压、锅炉风量、给水流量等重要参数的趋势，并加强监视。5、将机组控制方式切为“手动”，短时解除“给水流量低”、“风量低”保护。6、逐只投于AB层油枪运行，强化炉内燃烧，防止水封破坏后引起锅炉燃烧不稳。此时应及时减少锅炉燃煤量，避免炉内实际燃料量增加过多引起汽温上升。制粉系统保留最底层23套运行，适当加大下部制粉系统出力。通知敲煤人员就地监视给煤机下煤情况，尽量减少断煤对炉膛燃烧的影响。7、缓慢降低机组主汽压力至14MPa，在汽水分离器水位隔绝阀关闭的前提下试开启高低水位调节阀，若无法开启，继续降低汽压；若开启正常，则关闭水位调节阀，开启水位隔绝阀，为机组转入湿态做准备。8、主汽温与再热汽温应通过运行调整将汽温降低至530以下，将过再热汽温设定为550，一级减温水调节门自动设定为460，减温水调节门自动全关。9、将引风机负压自动设定更改为+200pa，保持锅炉微正压运行，同时开大上部的二次风，减少大量冷风从炉底进入炉膛，防止火焰中心过于上移。10、锅炉运行参数调整稳定后，值长下令“打开放渣门”。11、炉底水封破坏后，首先密切监视炉膛负压及炉内燃烧情况，防止锅炉熄火。在放渣过程中，由于水冷壁吸热减少，过热度不断下降，应缓慢减少给水流量（同时参考蒸汽流量），尽量保持机组在微干态运行，同时加强监视螺旋管圈壁温、启动分离器出口汽温及主再热汽温度的监视，综合利用各种手段进行汽温调节。锅炉干态运行时，重点监视螺旋管圈壁温与分离器出口汽温，若温度不断上升应首先加大给水量。锅炉若转入湿态运行时，应重点监视主再热蒸汽温度，若温度不断上升应首先减少上层燃料量。处理过程中若螺旋管出口壁温达到447、启动分离器出口汽温达到450、过再热汽温达到590仍在快速上升时应果断打跳最上层的制粉系统，同时辅以给水量调整，注意监视一次风机的运行情况。12、炉底水封破坏，若过热度不断下降，应专人监视分离器水位。若机组转入湿态，应监视分离器水位自动调节应正常，启动锅炉疏水泵将水回收。13、锅炉转入湿态后，由于大量的热量损失，导致锅炉产汽量急剧减少，主汽压力迅速降低，此时应及时关小汽机调门，降低汽泵转速加以控制给水流量。另外还要注意监视除氧器及凝汽器水位。为了减少热量损失，机组在螺旋管圈壁温和其他温度以及给水流量允许的前提下应控制在微湿态运行，但避免机组在湿态与干态之间来回切换。14、锅炉转入湿态，其特性已由直流炉特性改变为汽包炉特性，汽温的调整主要通过燃烧与减温水调整来实现，给水流量调整主要控制螺旋管壁温与启动分离器出口汽温。15、负荷波动大时，应及早打开高加事故疏水门，防止高加突然切除引起机组的额外扰动。16、负荷下降后应注意抽汽压力降低引起汽泵出力变化，必要时启动电泵保证给水流量，另外还应注意除氧器汽源、辅汽汽源等的倒换。17、值长许可关闭放渣门后，锅炉又将经历一次大的扰动，炉膛火焰中心下移，水冷壁吸热增加，运行人员应密切监视各个温度的变化趋势。为防止螺旋管圈壁温和分离器温度超温，锅炉干态运行时，应提前增加给水200T/H左右，再根据其它温度测点的变化情况调整给水量，若机组在湿态运行，应先略微增加给水，锅炉转干态瞬间再瞬时增加给水200T/H，参数稳定后再增加燃料量,逐步升负荷，逐步撤出油枪，防止汽温上升过快导致来不及调节引起锅炉MFT动作，汽压上升过快导致锅炉上水困难。防止锅炉高负荷结焦砸坏水冷壁或砸灭火焰1、加强锅炉配煤掺烧管理。针对华龙煤灰溶点低的特点，上煤原则上A原煤仓上华龙煤（挥发份39、热值24MJ/kg，热值与挥发份均最高，保