达拉特发电厂330MW汽轮机

1、第八章安全技术措施1防止切换水泵时出口逆止门不严的防范措施1.1将大容量电机的定期切换改为白班进行，并严格执行升级监护制度；1.2进行泵的切换时，巡检必须就地确认备用泵具备启动条件方可切换；1.3备用泵启动后，巡检就地确认出入口门的位置，出入口压力温度等参数汇报主控；1.4双泵并列运行期间，操作员要认真确记并列运行的两台泵的电流、出口压力正常后，方可下令停止原运行 泵；1.5巡检必须就地检查停运泵无倒转现象，逆止门关闭，泵处于备用状态，运行泵各参数正常，将停运泵打“备 用”位（三期在“联锁”位）。1.6运行人员必须经常核实运行设备的出口或入口电动门的开度位置与集控盘信号显示一致，2、真空泵在启

2、停入口门故障的防范措施2.1真空泵入口为电动门，停运真空泵时应先关闭入口电动门；2.2如果关闭入口电动门，真空泵停运后入口气动门未关闭或出现真空下降情况，应立即将真空泵启动，如果 启动条件不满足或启动不了，将真空泵至“联锁”位，利用“压力低”联锁自动启泵；2.3联系检修检查，查明原因后依照上述方法停运真空泵。2.4真空泵在启动时，先看冷却水的投入情况，三个气动门的开度，水箱水位全部正确。2.5通讯畅通，备用泵启动全面检查正常，才能停止原来的运行泵。3、防止轴封供汽系统异常真空下降的防范措施3.1发现真空下降，应按照规程真空低处理检查真空低的原因，尤其检查轴封供汽调门与轴封溢流门的位置是 否符合

3、当时负荷下的状态；3.2巡检就地检查轴封阀门位置状态，当发现阀门状态不正确时，不能采取将负荷，而应及时将负荷升到280MW 以上，保证低压轴封自供汽源的满足；3.3机组在降负荷的时候，及时派巡检到就地检查辅汽联箱到轴封供汽门的开度，严防低负荷的情况下，轴封 供汽气动门犯卡，中断轴封供汽。3.4 一般情况下机组负荷在300MW时，轴封溢流气动门的开度在10%左右，当轴封溢流门误全开时，将负荷 稳定在300MV左右，联系检修检查处理，此时严密监视凝结器的真空值。3.5如果轴封系统正常，及时检查其它系统。按照规程规定处理。4、防止密封油系统的防范措施4.1巡检日常巡视检查过程中，应对重点部位的阀门、

4、螺栓、锁母压力表管等接口处认真检查，发现有松动、 渗漏现象时在危机的情况下运行人员首先采取强行的办法堵漏，减少泄漏量，同时及时联系检修处理；4.2密封油系统启、停逻辑修改后的异动，必须认真学习和掌握，同时，由于三期密封油系统与一二期的系统 有很多不同点，逻辑部分有点区别，所以必须掌握。4.3当出现压力低联启交、直流密封油泵时，在母管压力、密封油氢差压正常的情况下，迅速派巡检到就地检查造成密封油压力低的原因，密封油系统的运行情况，全面检查开度（小于25%，真空油箱的负压（小 于-50kpa），三个油箱的油位，等等。4.4管道的振动与油泵的振动有一定的区别，判断正确后，同时汇报领导，及技术人员，采

5、取处理的方法。5、集控DCS操作站（CRT全部死机的防范措施现象：（1）、所有CRT画面颜色变灰或变黑，（2）、CRT画面参数显示、报警失常，（3）、CRT画面的设备运行状态失真，（4）、CRT画面的所有设备不能操作，5.1、确证死机后，即汇报、通知检修确证CRT画面全部死机，严密监视锅炉水位电视及火焰电视，且速到6KV工作段配电室将备用给水泵“远方 /就地”切换开关切就地”，就地手动断运行给水泵开关；同时锅炉手动 MFT汽机手动打闸，发电机 解列灭磁。厂用系统按规程规定执行。5.2手动关闭高、低旁。果润滑油系统未联动，应及时手动启动交流润滑油泵、顶轴盘车应联起正常，5.3、到汽机机头处查汽机

6、转速应下降，5.4、 就地查润滑油母管压力在1.5bar以上，各瓦进油压力、振动、瓦温正常，5.5、 地检查高中压主汽门、调门已关闭，、a）在MCC柜关闭二 七段抽汽电动门。检查各段抽气逆止门已强行关闭。停本机供辅 汽。b）在MCC盘开启冷、热再热器疏水一、二次门，主蒸汽管道疏水，视情况手动稍开或全开。c）查零米高、中压调门的前后疏水气动门、本体疏水气动门已全开。高缸真空疏水电动门已开。d）就地检查密封油系统、定冷水系统正常。e）就地检查除氧器水位、凝汽器水位正常。f）做好其他停机后的检查项目及操作。6、转动设备启动和切换时的防范措施6.1首先在启动前检查转动设备系统无检修工作，系统阀门位置正

7、确，确认轴承冷却水已经投运，且水压正常.6.2确认水箱或者油箱的液位正常，轴承润滑油油位正常。6.3检查转动设备已经送电，并且开关在“远方”位置6.4按照运行规程的规定，就地检查转动设备的出入口门、再循环等门位置正确。6.5在“联锁”位置按下启动按钮，检查运转设备的出口压力、电流、流量、温度等参数应在规定 范围。6.6按照规程就地检查备运运转设备各阀门位置符合备运条件；将备运运转设备投入“联动备运位置。6.7交接班检查时，必须到就地检查设备的备运状态，各阀门的开关位置和动力电源的位置应该正 常。6.8在进行运转设备的正常定期轮换时，就地必须有巡检检查并且要与集控室操作员保持联系，集控室操作员在

8、得到巡检明确答复后方可启动运转设备，在没有得到巡检明确答复前严禁启动运转设备。6.9运转设备启动后，要认真观察一段时间，要检查运行设备的电流、出口压力、流量、温度等参数在正常范围，否则不得停运原运行设备。在得到巡检明确答复就地正常后方可停止原运转设备 运行，在没有得到巡检明确答复前严禁停运运转设备。停运后立即将该设备投入联动备运”位 置。6.10在切换凝泵、疏水泵等入口为真空压力的设备时，一定要注意泵的出口压力和电流，如果出 口母管压力没有变化或者启动的泵电流过小，则有可能是泵的密封水没有进入密封腔室或者密封盘根损坏导致空气进入泵壳，造成泵不大水现象这时严禁停止原运行泵。应该立即汇报并联系检修

9、处理，正常后方可启动。7、关于单台循环泵运行的防范措施7.1单台循环泵运行的情况下，启动辅机冷却水泵并联运行，同时检查-4米辅机冷却水的来水门至升压侧和未升压侧的门在开启位置；-82kp a或凝汽器的循环7.2由于单台循环泵运行，循环水量减少，凝汽器的温升增大，当真空低于水入口温度大于 25 C时，及时启动备用循环泵运行;7.3循环水泵不论在何种状态下（无检修工作）出口门和两台循环泵的联锁开关须“投入”，上、 下机架油位油质良好（清晰），油位在标定线以上;7.4单台循环泵运行，辅机冷却水量减少，所以运行人员应加强各冷却器的检查，特别是给水泵各点的油温，磨煤机油站各点的温度，当循环水温达20C时

10、，及时开启机-4米工业水与冷却水的联络门;7.5当运行中循环泵因故跳闸，备用循环泵应自动联启，且跳闸的循环泵出口门自动关闭，若跳闸的循环泵出口门未关，造成循环水短路而降低真空，此时值班员立即速派巡检，到就地开跳闸泵的出口门泄油门，强行关出口门，同时主控根据真空降负荷；7.6当运行中的循环泵因故跳闸，备用泵未联时，值班员立即抢合备用循环泵，无效时，可抢启跳闸的循环泵一次，若抢启任意一台，视凝器汽的真空下降值减到对应的负荷，各冷却器的温度不超报警值；7.7当运行中的循环泵跳闸，备用循环泵未联，也未抢启成功任意一台循环泵，此时，因循环水中断，凝汽器真空下降，引起低真空保护动作跳机，锅炉立即手动MFT

11、,（其它操作按紧急停运机组处理），此时严密监视低压缸的排汽温度，及时关闭循环水至升压侧和未升压侧的阀门，保证辅机冷却水源正常，联系检修到场查找循环泵跳闸、未联的故障原因，当低缸排汽温度大于50C时，禁止凝汽器通水，同时尽量减少进入凝汽器的疏水，即热源。启动另一台真空泵运行。总之，由于单台循环泵运行，安全系数相对降低，要求各值的机巡检值班员加强循环泵、辅冷泵就 地检查次数，及时启动运行循环泵对应的清污机，在单台循环泵运行期间，每周进行倒泵运行，具 体时间由机专工安排，并就地指挥，机组长和主控做好循环泵故障的各种事故预想，使机组安全稳定运行。8、单台循环泵运行且无备用泵的防范措施8.1值班员加强监

12、盘质量，特别是对循环水温度、凝结器的真空、运行循环水泵的电流、电机线圈 温度、导瓦各点温度的监视；8.2巡检应增加对运行循环泵的检查次数，特别是上下机架油位、油质的检查，振动、异音、就地 电流表的变化，冷却水的检查；8.3每班清污机的启停次数由一次增加到二次，启停时就地必须有人；如果杂物多时相应增加启停 次数延长运行时间；8.4副控或主控每班至少到就地检查一次；8.5控制循环水入口温度在8- 15度之间，如果水温超过 15C，启动辅冷泵运行；8.6值长必须了解运行循环泵运行情况，发现异常及时联系汇报。8.7由于由于单台循环泵运行，随着室外温度的升高，循环水温度升高，凝结器的真空下降，所以当凝结

13、器的真空低于 76kp，或低压缸的排气温度大于或等于50C时，机组长立即汇报值长，开始减负荷，直到凝结器的真空大于-76kp或低压缸的排气温度大于50C为8.8如果循环泵在运行中发生电机冒烟、明显的金属摩擦声、威胁人生安全时，立即减负荷到最低 值、启动交流油泵，打闸停机，按紧急停机处理。8.9 一但机组无循环泵运行，保持辅冷泵运行，同时开大工业水与循环水的联络门，联系化学启动 一期两台工业水泵，关闭凝结器循环水的人口门，保证足够的冷却水维持给水泵、真空泵、定 冷水泵等冷却器的冷却水，同时将备用泵冷却器的冷却水人口门关闭。8.10切断进入凝结器的一切汽源，即关闭加热器的空汽门，加热器的事故疏水门

14、。8.11监视低压缸的排汽温度、凝汽器的真空，排汽温度大于50 C时，禁止向凝结器通水。9、机组全部跳闸全厂停电汽机黑启动的措施9.1、现象9.1.1、全厂汽轮机组全部跳闸、负荷到零、汽机转速下降；交流照明熄灭，事故照明亮9.1.2、场房内声音突变，所有运行交流电机停止，电流至零，备用交流转动机诫的设备不联动9.1.3 .辅机压力、流量迅速下降9.1.4.锅炉汽温、汽压下降9.2、原因电气方面发生故障，网控开关跳闸.9.3、处理9.3.1 迅速检查直流润滑油泵、直流密封油泵是否联动；否则手动抢合；检查润滑油母管压力0.090.1MPa、密封油差压0.05MPa。9.3.2关闭所有进入凝汽器的疏

15、水手动门（应该首先关闭高加至凝汽器空气门、辅汽联箱至凝汽器 疏水门、低加至凝汽器空气门），严禁向凝汽器排热汽、热水，防止低压缸安全门爆破。如果低压缸安全门爆破则立即联系修补低压缸安全门，同时立即较紧所有进入低压缸的疏水 门9.3.3 给水泵密封水倒排地沟， 防止给水泵油中进水， 报告值长选择一到两台机组的 B7利用锅炉 余热供给辅汽汽源，以保证在真空未到零之前的轴封供汽。如果低压轴封供汽温度大于200 C或者B7供汽温度急剧下降，此时应该立即停运轴封供汽。9.3.4 检查所有抽汽逆止门自动关闭（尤其五段抽汽逆止门），关闭27段抽汽电动门。由于电动门无电，首先手动关闭五段、七段、六段以防蒸汽返入

16、汽轮机。9.3.5 将已停运的辅机【停止】按钮按下、【联锁】开关打至【解除】位置，备用辅机退出备用，开关打至【解除】位，即切除“联锁”，以防厂用电恢复后自动启动。9.3.6 柴油发电机自启动后，应启动交流润滑油泵、检查顶轴油泵启动、盘车延时15秒自动启动（如果盘车因为其它原因无法启动，则一定坚持手动盘车，绝对不允许不手动盘车直接启动电动盘车），主密封油泵自启动，不自启动应该立即手动启动，油压正常后停止直流润滑 油泵及直流密封油泵。9.3.7如果备用电源及柴油发电机因故暂不能投入时，转子静止后应按盘车电机跳闸有关规定按时 进行手动盘车。9.3.8注意凝汽器排汽温度及凝汽器真空，凝汽器真空到零时应

17、立即停止轴封供汽，停止轴封系统运行。9.3.9 厂用电恢复后939.1首先启动交流润滑油泵、顶轴油泵、主密封油泵，进行手动盘车应轻快，可投入功能组进行连续盘车。939.2 恢复循环水泵运行，如低压缸排汽温度在80C以上，禁止向凝汽器通水，如低压缸排汽温度50 C以上，通水时首先启动辅机冷却水泵，打开进入凝汽器联络门，让少量冷却水进 入凝汽器进行冷却，没有负辅机却水泵应用凝汽器循环水出口门控制循环水量，逐渐降低排汽温度，直至排汽温度50C以下方可大量通循环水；恢复冷却水系统、启动冷升泵运行。939.3恢复凝结水泵运行向除氧器上水，除氧器水位正常后，根据锅炉要求启动给水泵运行向汽包上水。9.3.9

18、.4 锅炉点火后，全部打开所有至凝汽器的疏水门、全开三大疏水，一定进行充分的疏水；如 果辅汽联箱不具备进汽条件，则应该首先打开再热器对空排，等待再热蒸汽参数合格后，打开B7至辅汽联箱联络门、打开辅汽联箱疏水门充分疏水参数合格后，向辅汽联箱供汽，辅汽联箱应进行充分疏水。9.3.9.5 投入轴封系统，启动真空泵；真空正常后，给水泵密封水倒排凝汽器，恢复打开所有进入凝汽器的疏水，注意监视上下缸温差和汽轮机的胀差的变化。9.3.9.6 恢复密封油贮油箱排烟风机、密封油真空泵、主油箱排油风机运行。939.7 根据汽轮机缸温选择合适的主、再热汽温冲车、定速。9.3.9.8 发电机并网后立即升负荷、防止高、

19、中压缸冷却。说明：这种情况下一定特别注意，首先要快速关闭所有进入凝汽器的高压疏水，以防低压缸安全门爆破；还有注意以最快的速度将给水泵密封水排地沟，防止给水泵油中进水乳化；另外一旦盘车跳闸，要以最快的速度手动盘车（禁止用加长套管和天车强行盘车）。10、防止汽轮机轴封供汽异常的技术措施10.1、 汽轮机各台机组的门杆漏汽量的大小不同，所以当机组的负荷在一定值时，不能满足本身的自供轴封汽源，当机组从满负荷降低时，必须监视CRT轴封系统画面中，低压缸轴封供气溢流门（该门为调节门，一但有开度即变为红色），和辅联供轴封的调节门及凝汽器的真空变化值。同时派人到就地检查上述两门的开度，确证气动调节门的动作正常

20、。10.2、 当汽轮发电机组降负荷后，门杆漏汽不能满足轴封自供汽源时，辅汽联箱至轴封供汽调节门 应开启。供低压缸轴封汽源溢流调节门应关闭。若因辅联供轴封的气动调门该开未开，应立即 手动强制开启。在条件许可的情况下，迅速增加汽轮发电机电负荷，确保轴封供汽量。防止空气从低压缸轴封处进入凝汽器。此时监视凝汽器的真空、汽轮机的胀差、和各瓦的振动变化值。10.3、 汽轮机一般在250MW以上时，门杆漏汽能满足轴封自供汽源。辅汽联箱至轴封供汽调节门在 全关状态。防止长期连续运行的机组该门犯卡，应进行定期活动，活动周期每季一次。由汽机专 工牵头，热工配合。在 300MW以上负荷时活动供汽调节门。运行人员应注

21、意低压缸供汽溢流门和 凝汽器的真空，低压缸排汽温度。和低压缸轴封供汽温度，运行人员将活动情况记录在当班的日志中。0.5MPa，辅汽联10.4、为了保证辅汽供轴封的汽源质量，要求运行机组的辅汽联箱压力不得低于箱至轴封供汽调节门前的温度在200 C以上。11、无备用给水泵期间的防范措施11.1机组负荷最大 320MV；11.2密切监视两台运行中的给水泵运行情况；11.3增加对运行给水泵的巡检次数，巡检每半小时检查一次，主控班中不得少于2次，要求掌握给水泵电流，流量，工作油、润滑油进、出口油温，偶合器各轴承温度，泵组轴承温度，推力轴 承温度，电机线圈温度等；11.4在负荷、主蒸汽压力大幅波动时，加强

22、给水泵的检查，发现给水泵组有异常变化（温度快速 上升等）立即降负荷，锅炉手动减煤至变化平缓；11.5机组负荷280MW以上时，发生给水泵跳闸，炉侧应紧急停运上层磨，同时将另外两台磨煤量 减少至80吨，如果跳闸给水泵不是由于电气保护动作，可以抢合事故泵一次。抢合不成功严禁再 次启动。机侧根据主汽压降负荷（严禁高旁动作），保证运行泵不超过额定出力。12、防止水淹负四米事故的技术措施12.1每年汛期前要对厂房、循环泵房的负四米的电缆沟进行检查，发现问题及时整改。12.2厂房负四米的排污泵运行状态良好、具有良好的联锁关系。12.3要有储存足够的潜水泵备用容量，以便在事故情况下能够及时投入运行。12.4

23、发现厂房负四米水位异常升高，值班员应该及时汇报主管领导，联系相关部门预备防汛器材。12.5厂房负四米水位异常升高，应该立即检查进水地点，并尽可能消除漏水故障点。12.6如果故障点无法及时消除，确证负四米的排污泵运行，并应立即投入潜水泵运行。12.7采取强有力的措施确保厂房负四米的设备安全运行。12.8如果厂房负四米的水位无法恢复正常，应立即将所有厂房负四米的运行电气设备停运并停电。12.9要将事故产生的原因查明，并立即消除整改事故隐患。13、夏季凝结器真空低的防范措施13.1为防止由于真空低而造成跳机事故，保证机组安全稳定运行，要求运行值班人员严格监视CRT凝结器真空值的正确性，经常与就地表计

24、和记录表计对造。13.2当确证凝结器真空下降到 76Kpa时，及时启动备用真空泵，维持凝结器的真空大于76Kpa。13.3若真空难以维持76Kpa以上时，可申请值长，适当降负荷运行，观察凝结器的真空变化值。13.4备用真空泵应保持良好备用状态，加强运行泵与备用泵的检查，冷却器脏污及时记缺，联系 检修处理。13.5打开负4米工业水与辅机冷却水的联络门，降低冷却水的温度，必要时启动辅机冷却水泵， 增加冷却水的流量，都可以提高真空泵的效率。1防止汽轮机组超速的技术措施1.1 为防止汽轮机组超速重大恶性事故，结合本厂的设备特点和反事故技术措施的要求，特 制定此技术措施，供从事汽轮机专业的所有检修人员、

25、技术管理人员和运行人员学习，并贯 彻落实。1.2 MICROREC两个独立的超速保护必须投入运行，若两个独立的超速保护不能可靠动作时，禁止将机组投入运行或继续运行。1.3 机组在启动冲车前，定速后并网前，以及正常运行中每周的主汽门、调门活动试验，均必须在MICRORE触屏上用模拟方式进行通道I、n的超速保护试验，确证双通道动作良好，并测试汽门关闭时间应符合设计要求，确证高、中压主汽门、调速汽门及各段抽汽逆止门均能迅 速关闭。1.4 按规程规定的时间， 定期进行主汽门、调速汽门和抽汽逆止门的活动试验，以避免汽阀卡涩。当某一抽汽逆止门存在缺陷时，禁止汽轮机使用该段抽汽运行，当主汽门和调速汽门活动失

26、 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。1.5 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后，允许做超速试验，并请专人负责就是和远方停机按钮，当转速超过3300rpm而GSE系统的速保护未动作时，立即手动停机。1.6 在正常停机时，机主控人员应提前了解逆功率保护投入情况，若逆功率保护故障而不能正常动作时，在打闸后，应先检查有功功率表到零，千瓦时表停转或逆转以后再将发电机与系统 解列，一般采用逆功率保护动作解列。1.7 MICROREC触屏上各功能均能正常工作，功能试验投入，切除符合设计要求，出现故障要及时联系热工检修人员消除，并汇报

27、电厂有关人员。1.8 必须保证GFR GSE系统的油质清洁、无水无杂质，油质标准不低于NSAI638中和7级，蒸汽品质应符合要求，防止门杆结垢卡涩，保证汽门能迅速严密关闭。1.9 汽轮机在正常运行的情况下，发电机出口开关动作，造成机组甩负荷时，立即监视转速的变化，倘若升速到3300rpm而保护未动时，应手动打闸，切断所有汽源，待转速下降至2700rpm 时破坏真空，；甩负荷后如调节系统严重摆动，无法维持空负荷运行时，应打闸停机；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，

28、 应立即停机，运行人员应做好厂用电全停，锅炉超压的事故预想，同时注意辅汽联箱的压力。2防止汽轮机大轴弯曲及通汽部分损坏事故的技术措施2.1 造成汽轮机大轴弯曲的因素，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，根据达电机组的结构特点，参照反事故技术措施的要求，制定我厂防止汽轮机大轴弯曲及通流部分损坏事故的技术措施，2.2 机组冲车前，必须保证连续盘车24小时以上，且盘车运行正常，盘车转速在54rpm,电流不超过30A。2.3 机组启动前，必须检查大轴挠度，上、下缸温差，各点金属温度。轴向位移，各缸膨胀值等，严格按照运行规程汽轮机启动或并入电网的条件执

29、行，不具备启动条件严禁强行启动。2.4 汽轮发电机组的轴系统振动，轴瓦温度监视和推力瓦温度的监视，以及各保护装置，必须正常投入，否则及时联系热工人员处理。2.5 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，转子过轴振超过 180uDA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130UDA立即手动停机，改为盘车状态，查明原因。2.6 大轴弯曲事故，一般发生在热态启动，所以热态启动，上下缸温差必须小于60C，严格执行运行规程对热态启动的规定和热态启动注意事项，投轴圭寸前必须将轴圭寸系统的疏水排尽，轴封自动供汽装置可靠工作，汽源

30、参数满足要求。2.7 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。2.8 严禁汽轮机组在临界转速下，停留或重新启动。2.9 锅炉点火时，就地检查高缸排汽逆止门处于关闭状态，将冷再至辅机联箱手动门关闭（正常运行中应开启10扣左右），电动门处于关闭状态，防止冷汽进入汽缸。2.10 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。2.11 短时间停止盘车运行，应准确记录盘车停止时间及当时的转子偏心度，工作结束根据转子偏心度的变化决定

31、是否直轴或投入连续盘车。2.12 盘车装置故障造成盘车不动时，应查明原因尽快消除，并设法手动盘车180度，待转子偏心度正常，且能自由转动时，方可投入连续盘车，禁止用机械手段强制盘车或强行冲转。2.13 机组启动中，蒸汽温度在10min内上升或下降50C时，应打闸停机。2.14 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。2.15 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。2.16 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，手感疏 水是否畅通，注意疏水扩容器水

32、位，防止疏水系统向汽缸返水。2.17 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，高加高水位保护应随高加一起投入运行，定期试验动作良好。2.18 机组打闸后，在转子惰走过程中，应当保持轴封供汽压力，以防冷空气顺轴封进入汽缸，造 成上、下缸温差增大。2.19 在锅炉汽温明显下降期间，禁止机组进行加负荷操作。2.20 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。防止汽轮机组断油烧瓦事故的技术措施3.1 为防止汽轮机组断油烧瓦事故，根据反事故技术措施的要求，结合我厂机组的特点，制 定本措施，请认真执行。

33、3.2 运行时要严密监视轴瓦钨金温度，恒温阀后温度，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，并填入缺陷，汇报有关人员，在处理过程中，派巡检到就地进行检查。3.3 润滑油冷油器在切换操作时， 要求认真填写作票， 在副控的监护下， 巡检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。3.4 机组交、直流油泵电源必须可靠，否则交流辅助润滑油泵另接一路临时施工电源作备用，各油泵的电源信号灯完好。3.5 检修后的油系统要彻底进

34、行清理，保证不留有杂质，正常运行中，化学化验人员，要定期化 验油质，达到无水、无杂质，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，安全、可靠，防止油中进水，油箱排烟机运行正常在排烟机的作用下，产生微负压即可，不得负压过大。3.6 机组启动在冲车前。并网前，必须进行低油压的模拟联动试验，确认符合要求，否则禁止启 动或并入电网。3.7 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）。3.8 严禁汽轮机在运行中调整溢油阀。3.9 油质标准不低于 NASI638中的9级，油

35、质不合格应采取措施进行处理，达不到标准时应停机更换。3.10 处理油系统泄漏时，应重点注意防火，油系统、设备故障，按规程停机的各项条款严格执行。3.11 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、盘车功能开关及润滑油功能开关，必须在投入位置，不得随意退出。3.12 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。3.13 机组在正常运行中，严格执行运行规程中有关油系统故障处理的条款。3.14 油系统冷却水门，采用明杆门，油箱就地油位计指示正确

36、，巡检至少每小时检查一次，并填 写运行日志。4 防止汽轮发电机组油系统着火的技术措施4.1 防止汽轮发电机组油系统着火，根据本厂的特点，制定防范措施做好汽轮机油系统的防火工作。4.2 生产现场严禁吸烟，特别是靠近油区氢系统等处，油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近， 不准有明火，必须明火作业时，要采取有效措施，严格执行动火制度。4.3 油管适应可靠固定，防止振动磨损、泄漏，靠近油管道的高温管道保温应固定完好，表面温 度不大于50C，并包好铁皮，以防止油喷溅到保温上面浸透保温，铁皮在长度上应尽量减 少搭头，搭头处连接严密，被油浸过的保温层，应及时更换。4.4 力口强运行巡检，防止漏油至高温管道设备

37、，弓I起火灾，现场的油棉丝，应放到指定地点的铁 箱内。4.5 禁止在未彻底清理的油系统上使用明火。4.6 禁止用水扑灭油系统着火，现场消防设施完备、充足，运行人员应熟知一般消防器材的使用方法及灭火方法，熟知火警电话“ 119”及报火警的一般常识（蒙达公司火警电话2119）。4.7 熟知油系统的事故放油门的位置及作用，发生火灾需要开事故放油门时，放油速度应适当， 以使转子静止以前润滑油不中断。4.8 发现油系统有着火点时，应迅速采取隔离措施，防止火灾蔓延，扩大事故，同时注意防止烧 伤及窒息。4.9 发电机密封油系统中氢油压差调节阀必须可靠调节正常，油压必须大于氢压0.05 0.01MPa如氢压大

38、于油压，油密封破坏，使大量氢气逸出，造成发电机密封瓦处氢气燃烧而着火。4.10 机房现场，不准存放，易燃物品，如检修使用，使用后应立即搬离现场。4.11 油管道的法兰密封垫应使用耐袖橡胶石棉板 GB539-66 （可使用P400C）不得使用塑料垫或胶皮垫（包括耐油胶皮垫）垫片厚度对调节油管一般不超过0.5mm,对于润滑油管或回油管一般不超过1.0mnl，垫片应清洁、平整、无折痕，其内径应比法兰内径大23mm外径应与法兰螺栓孔内缘相切。5 防止高空坠落的安全技术措施5.1 针对坠落死亡的事故，结合我公司特点，制定本措施。5.2 在危险场所工作时应提高自我保护意识。5.3 现场围栏、网格板、楼梯应

39、保证牢固，沟孔。洞的盖板应齐全，发现损坏或丢失应及时登记， 并采取可靠和临时防护措施。5.4 如需拆除围栏，揭开盖板方能工作时，应采取可靠的防护措施，并设明显的警告装置，工作 结束必须恢复原样。5.5 在架空管道、钢粱上进行清扫工作时，必须系安全带。6 防止供水终断和终断后的处理措施6.1 当我厂供水系统运行异常时，造成供水不足或终断，为使机组能正常运行，特制定本措施。6.2 预防措施：6.2.1 水场派人对水管道及其附属设备进行全面检查，严寒季节应增加巡视。检查次数。经常沿 供水管道检查排气井不应堵塞和冻结。6.2.2 值长应经常协调用水与供水的平衡，应尽可能地减少加压泵的启停次数， 防止水

40、锤的产生。6.2.3 供水设备发生任何不安全的现象时，应立即汇报当值值长和运行部长，以便及时协调处理。6.2.4 水场两个蓄水池应经常保持在6.0米以上。6.2.5 厂区的两座万吨水池水位应尽可能维持在4.2米以上，连续供水。6.2.6 两座生活消防水池的水位应在4.5米以上，但不得溢流。627 水处理三台阴、阳床应经常处于运行或再生好备用状态。628 水处理的两台混床在停用时应再生好备用。6.2.9化学清水箱应维持在 5.0米以上，除盐水箱应维持在8.0米以上，但不得溢流。6.2.10汽机除盐水补水箱应维持在1.8米左右，不得溢流。6.2.11 水塔的水位应在1.8米以上运行，不得溢流。6.

41、3 正常运行中的两路供水管道，若其中一路故障时，值长应立即调动供水，化学人员切除故 障管路，保证另一条管路正常供水。事故处理过程中，可用地下水源作为补充水，并汇报 有关领导，通知检修处理。6.4 供水全部中断后的处理：6.4.1 化学阴床、阳床、混床再生正洗水接临时管道回收至清水箱。6.4.2 在炉水合格的情况下，尽量减少连排的开度。6.4.3 化学调整取样冷却水的流量，使之达到最小程度。6.4.4 关闭冷水塔的放水门和排污门。6.4.5 开启水塔的近路门，减少蒸发损失，汽机主控严密监视凝结器的真空值。同时注意，凝结器循环水入口温度不得高于33度。6.4.6 循环水的浓缩倍率可以增大，增大幅度

42、应以化验循环水质没有碳酸盐析出为准。必要时加 硫酸处理，试验室配合运行加强监督。6.4.7 应及时调整运行设备开式冷却水流量，保持较小而又能正常运行。备用设备的冷却水可以 关小或关闭。6.4.8 除氧器的水位保持正常值，决不能出现溢流现象。6.4.9 冬季，采暖系统调到最小值。6.4.10蒸汽管道、加热器的疏水等应尽可能的回收。6.4.11除灰的空压机若运行时应调小冷却水量，能保证安全运行为止。备用空压要的冷却水夏季 应关闭，冬季保持小流量防冻。6.4.12根据厂区万吨水池水位情况，值长应及时调动地下水源，主要向生产主机供水。（最大供 水能力100150t/h ）。必要时节流或关闭向生活供水。

43、6.4.13关小厂区各办公楼的服务水源，以减小生活消防管网的额外用水量，紧急情况下暂停厂区 部分生活用水。6.4.14锅炉维持主蒸汽。再热蒸汽压力不宜过高，以防止安全门动作。6.4.15启动锅炉尽量控制用水量，保证地下水有足够的压力向大厂补水。注：遇到寒冷天气时应做好防冻工作，防冻用水不能中断。7 防止汽轮机腐蚀的技术措施7.1 防止汽轮机的末级和次未级的叶片及隔板均的腐蚀，根据我公司机组的特点和运行状况，制定如下防止汽轮机隔板叶片腐蚀的技术措施。7.2 机组在正常运行时，必须保证主蒸汽温度和再热蒸汽温度在540C额定参数下长期运行。机组在真空较低情况下，根据曲线增减负荷，不许超负荷，排汽温度

44、按运行规程执行。7.3 机组在正常停机时，若汽轮机不进行停机后揭缸，那么，打闸时的最低主蒸汽温度不得低于515C，中缸人口热再蒸汽温度最低510C，否则立即打闸停机（不论当时负荷多少）。同时可稍开高、中缸主汽门前疏水；当汽温降到500C时，必须将三大疏水一、二次电动门全开，加强疏水防止蒸汽带水。7.4 在停机过程中，当负荷达 65MW寸，开启调门前、后疏水和汽缸本体疏水，同时派巡检到就 地核实，确证各疏水手动门、电动门、气动门的位置正确，手感疏水畅通。7.5 汽轮机停机后准备揭缸检修，在停机过程需滑降参数时，必须征得运行副总工程师的同意， 并同专业制定出相应的措施后方可执行。7.6 事故情况下

45、的停机规定：当锅炉突然MFT动作后，机主控应立即减负荷至15MW左右（注意主汽压力）。高旁自动状态，进行高缸反切，不得以任何理由拖延或负荷降到3040MW观察。在处理过程中一旦主、再汽温降到510C时，及时开启三大疏水，同时按第三条执行，当锅炉虽已点火，汽温达 460C，立即打闸；汽温下降斜率达10C/min，立即打闸。7.7 严格控制运行中水汽品质，给水泵一旦运行，立即开启加药门，保证加药系统畅通，投入正 常，给水的PH值大于7以上。7.8 机组停机过程负荷达 65MW寸除氧器供汽倒辅汽供给，同时退出高加运行，关闭六、七段抽 汽电动门。机组打闸前，先关二、三、四抽汽电动门，就地确正电动门前疏

46、水电动门开启，疏水畅通，逆止门强制关闭。7.9 保证汽轮机设备真空系统的严密性，一旦真空严密性试验不合格，立即组织人员找漏，尽快 消除。7.10 凝结水精处理装置尽可能保证连续运行状态，发生缺陷时及时通知检修公司，尽快消除。确保补给的除盐水水质合格，除盐水箱水位不得低于100cm。7.11 严格按照要求投入凝结器胶球清洗系统，循环水的浓缩倍率控制在合格范围内，除氧器的出口含氧量小于 7卩g/L。7.12 机组停机时，当转速达 54rpm,真空泵至少运行 2小时后方可破坏真空，停真空泵。当真空 为零时，及时停运轴封，关真空破坏门，防止余汽、空气氧化腐蚀。7.13 机组停运后，汽轮机组（包括凝结器

47、。加热器汽侧）进行密闭保护，即与大气相连的汽。水 管道阀门关闭。8 关于高、低旁自动控制系统故障情况下运行紧急操作措施8.1 机组进入正常运行状态后，高、低旁路应该在关闭状态，控制装置处于“自动”位置。由于各种原因，若造成高旁突开，主蒸汽就会短路”直接进入中压缸。此时，造成各 汽缸的做功能力不能按设计要求进行，转子平衡破坏，推力轴承过负荷。严重时，动、 静部分发生磨擦，设备损坏的重大事故。若低旁突开，中压缸作功能力迅速下降，转子 仍发生不平衡、串轴增大，且大量蒸汽进入凝汽器，排汽温度上升，会使低压缸变形等 事故。8.2 根据我公司机组的特点，特制定如下技术措施，作好事故预想。一旦发生高旁或低旁

48、突 开，应果断采取措施，迅速将控制装置切“手动”位置关闭，确保机组安全稳定运行， 避免设备损坏。若在集控控制盘面手动无法立即关闭，即可到就地操作，具体操作方法 如下：8.3 高旁突开的操作：8.3.1 #1、#2机高旁强制手动关闭的操作方法和步骤：831.1 将高旁控制柜“远方” “就地”切换手柄打至“就地”位置，此时控制箱内“ MCC ALARMLOCAL灯亮。8.3.1.2 关闭高旁快开蓄能器进油手动门。8.3.1.3 液压驱动装置手柄。自动切换闭锁手柄打至手动位置（推向上方）。8.3.1.4 把手动关闭手柄（推向上方后）高旁即强制手动关闭（操作者面向液压电磁阀左侧手柄向上推为开，右侧手柄

49、向上推为关，就地贴有标志）。8.3.2 #3、#4机组高旁强制手动关闭的操作方法和步骤：8.3.2.1 将高旁就地控制箱内“自动”“手动”切换钥匙打至“手动”，控制箱上“ MCC灯应亮。8.322将高旁减压阀快开蓄能器进油门关闭。8.3.2.3 将比例阀PV10-1, B侧强制关闭螺母内阀芯强制按下，高旁减压阀即关闭（操作者面对比例阀左侧为强制打开，右侧为强制关闭，就地贴有标志）。8.3.3 低旁突开手动关闭的操作：（一、二、三、四号机组低压旁路控制系统操作相同）8.3.3.1 低旁就地控制箱“远方”“就地”控制切换手柄打至“就地”位置，此时控制箱内“MCCALARM LOCAL 灯应亮。8.

50、3.3.2 将低旁减压阀蓄能器（SSB10进油门关闭。8.3.3.3 将低旁液压油驱动装置（ASM200- 10）的手柄由自动闭锁打至手动位置（向上推） 。8.3.3.4 驱动装置旁边手动关闭手柄推向上方，低旁即可手动强制关闭（操作者面对液压驱动电磁阀，左侧手柄向上推为强制打开，右侧手柄向中推为强制关闭，就地贴有标志）。8.3.3.5 A 、B侧低旁减压阀操作相同；8.3.4 不论高旁或低旁突开，在处理关闭操作过程中应视情况手动减负荷，锅炉及时紧急停磨，投油助燃，注意汽包水位及主、再热蒸汽参数，及时联系热工检修人员到现场协助处理。在操作过程中严密监视相关参数的变化，注意串轴、振动、真空、推力瓦

51、温度等， 严禁推力轴承过负荷，若任意一条参数达到保护动作而未动作时，应立即打闸停止机组 运行。9 防止汽机除盐水箱打空的技术措施9.1 接班时，对声光报警信号进行试验，确证报警灯亮、蜂鸣器声音正常。9.2 监盘认真。精力集中，对重要参数值如：主、再热蒸汽压力和汽温、凝汽器真空。负荷及 GMA监测系统参数、各容器的水位等尤为重视。9.3 凝汽器补水时，以及除氧器上水调节门在手动状态时。值班员在替换值班时必须提示清楚,加以注意。9.4 交接班检查时，必须核对除盐水箱就地水位计与集控CRT显示值的偏差，若偏差大于0.10m时，及时联系热工处理。9.5 除盐水箱水位最高不得大于 1.90m，决不允许发

52、生溢流现象，对除盐水箱水位自动调节不 能正常运行时，及时登记缺陷并联系处理。9.6 除盐水箱水位不论机组在何种运行方式，不得低于 0.8m，交班时除盐水箱水位保持在1.61.8m之间。9.7 在冬季供热量增大时，由负荷相近的两台机组共同供暖，以减少单台机组的除盐水补水量。10 锅炉安全门整定汽机侧技术措施10.1 为了锅炉安全门整定试验的正常进行，确保试验安全，汽机侧特制订如下措施。10.2 确证循环水系统运行正常，冬季应视循环水温度循环水上水塔或走旁路运行，其它季节循环水应上水塔。10.3 凝结水和给水系统运行正常，冷却水系统正常，所有热工保护均投入，且应有备用泵。10.4 高、低压旁路系统

53、正常，其减温水系统正常， 在过热器安全门整定前，应将“锅炉压力高，高旁快开”保护解掉（联系热工），必要时将低旁路二级减温水强制打开。10.5 机侧三大疏水应有适当开度，三大疏水井减温水门应全开，机本体疏水应就地确证全开。10.6 真空泵运行良好，另一台备用，轴封系统正常，在安全门整定试验时凝汽器应保持较高真空（绝对压力不大于 100mbars）。10.7 如在试验过程中发现低压旁路因为任何原因跳闸，应立即通知现场指挥，保证试验人员及时撤离，避免事故发生。10.7.1 如当时正在进行过热器安全门校验，那么立即通知值班员打开再热器对空排等措施，并汇报现场指挥。10.7.2 如当时进行再热器安全门校

54、验，则强制关闭高旁，并汇报以上人员处理。10.7.3 如在进行过热器安全门校验，高旁阀后超温或其它原因引起高旁关闭时，则立即通知锅炉采取必要措施保证试验安全，并汇报以上人员。10.8 汽机侧应严格监视高、中、低压缸胀差，以及高、中缸上下缸温差，如有异常及时汇报。11 除氧器安全门整定技术措施11.1 机组大修后，除氧器安全门解体检修后，必须对除氧器安全门进行定值动作试验，确保正 常运行中除氧器安全门动作良好。故机组启动前进行安全门动作试验，具体措施如下。11.2 恢复凝结水。除氧器系统、启动一台凝结泵向除氧器上水达2.0米后停止上水。11.3 启动除氧器循环泵，投入辅助蒸汽供除氧器，逐渐加热给

55、水箱水温，达到暖除氧器的目的。11.4 当除氧器水箱水温达 120C。压力达0.2MPa时停止除氧循环泵，关闭排氧门，给水泵密封 水泄荷水门及#4低加出口水门和旁路门。11.5 通知检修热工仪表班更换就地压力表为标准试验压力表。11.6 值长联系邻机提高供汽压力在1012bar，注意邻机辅汽联箱压力，不得超过辅联安全门动作值。11.7 做好人员分工，配合检修机化队参加安全门动作试验。11.8 根据除氧器生产厂家资料，整定除器水箱安全门动作值为：10bar。除氧器安全门动作值为:9.7bar逐渐加热，并提升压力时，及时调正弹簧预紧力，使其动作、回座压力值符合要求。11.9 试验完毕，除氧器泄压，

56、恢复系统。12 水塔放水、循环泵、清污机检修冷却水隔离措施12.1 环境温度允许水塔放水检修。12.2 A 、B循环水泵、辅冷泵停运。12.3 A 、B循环水泵、辅冷泵停电，并挂警示牌。12.4 将空压机冷却水回水倒排至邻机水塔。12.5 关闭水塔补水门，并手动较紧。12.6 关闭-4米工业水至给水泵冷却水门。12.7 关闭0米工业水与辅冷水联络门。12.8 关闭0米工业水来水总门（适用于#2、#4机组，#1、#3机组除外）。12.9 一期化验站应将冷却水供水倒由工业水供给，关闭#1机组循环水至化验站冷却水联络门，冷却水回水倒排邻塔。二期化验站冷却水供水倒由工业水供给，关闭冷升泵至化验站冷却水联络门，冷却水回水倒排邻塔。12.10 关闭循环泵冷却润滑水总门。12.11 开启水塔底部排污门、水塔放水门。12.12 启动循环水A B冲排水泵抽出前、后池循环水，当前、后