汽轮机运行危险点分析(控制措施)

——仅供参考——仅供参考——仅供参考发电运行部汽轮机运行危险点分析（控制措施）批准：杨玉群审核：李雷鸣编制：高剑锋二○一○年二月十日序号作业活动危险点危害后果控制措施1主机1.1汽轮机组冷态启动1.1.1启动顶轴油泵泵进口门、顶轴油分配阀、各轴瓦顶轴油进油分门未开顶轴油泵及系统设备损坏。1.运行人员必须掌握容积泵的特性，必须检查各轴瓦顶轴油进油分门及顶轴油泵出口门全开后，再启动顶轴油泵。2．顶轴油泵启动前应先确认润滑油系统运行正常。顶轴油压不正常大轴未充分顶起或顶起过高，轴瓦、轴颈磨损。顶轴油泵启动后，应检查并确认顶轴油压在规程规定的范围内，否则联系检修人员进行调整。1.1.2投运盘车盘车装置润滑油门未开损坏啮合齿轮盘车投运前确认润滑油系统投运正常，盘车装置润滑油门开启正常，油浴完好。润滑油温偏低1．不能形成正常油膜，损坏轴瓦。2．油泵振动，产生噪声。盘车投运时润滑油温必须大于规程规定的极限值，否则应提前运行高压油泵。盘车装置啮合不到位盘车不能投运，或损坏啮合齿轮。1．盘车投运后，应检查并确认盘车装置啮合到位，就地无撞击声。2．发现盘车装置啮合不到位时，应停运盘车，联系检修人员进行处理。偏心度大汽封磨损，严重时轴瓦、轴颈磨损。1．开、停机时，按规程规定正确投、退盘车，停机后作好防止汽缸进冷水冷汽措施。2．盘车投运后立即进行偏心值测量，确认偏心值是否正常，仔细倾听缸内、轴封处有无金属摩擦声。3．建立转子原始偏心及盘车电流台帐，并熟悉正常情况下盘车电流摆动值及相应油温和顶轴油压。强行盘车设备磨损盘车盘不动时，应先查明原因，禁止使用天车强行盘车。1.1.3旁路投入操作顺序不当1．再热器冷段或凝汽1、旁路投入必须按先低压旁路后高压旁路的顺序进行。序号作业活动危险点危害后果控制措施器超温、超压。2．汽轮机进水。2、旁路投运前必须充分进行管道暖管疏水。低压旁路减温水水量不足低压缸排汽温度超限，最终造成如下后果：1．造成机组轴系中心变化，导致升速时机组振动异常增大，损坏主设备。2．凝汽器铜管松弛。3.射水泵工作异常，效率降低，造成真空下降，严重时冲破排汽缸安全阀。1、旁路投运前检查凝结水泵运行正常，保持热井一定水位，开启排汽缸减温水阀门；2、保证低压旁路减温水及三级减温水水压正常，减温水阀确已开启。旁路投运时凝汽器真空过低1．启动射水泵运行，提高真空。2．低压旁路低真空闭锁保护可靠投入。1.1.4本体、管道疏水疏水不充分管道振动，损坏设备及建筑物。随机暖管并充分疏水。疏水扩容器减温水量不足1．从疏水扩容器返汽(水)，导致汽轮机上、下缸温差增大。2．汽水冲击，管道振动。检查高压疏水扩容器减温水阀确已开启，凝结水系统运行正常，无失压现象发生。凝汽器水位过高1．从疏水扩容器返汽(水)，导致汽轮机上、下缸温差增大。2．汽水冲击，管道振动。合理调整凝汽器水位，保证凝汽器水位低于疏水扩容器标高。1.1.5锅炉升温、升压过程升温、升压速率过大热冲击造成管道应力1．严格按规程规定控制蒸汽升温、升压速率，从而保证蒸汽管道金序号作业活动危险点危害后果控制措施过大，导致金属寿命损耗增加，严重时导致管道裂纹。属温度均匀上升。2．升温、升压过程中，应尽量避免蒸汽温度下降，甚至蒸汽带水而产生交变热应力或热冲击。高、低压旁路开度调整不当主蒸汽、再热蒸汽温差大运行人员必须清楚高、低压旁路的开度对主蒸汽、再热蒸汽温度的影响，保证主蒸汽、再热蒸汽温差在规程规定范围以内。高、中压调节汽门内漏1.导致汽轮机左、右膨胀不均，升速时产生异常振动。2．导致上、下缸温差异常。1．按规定进行开机前试验，各汽门应动作正常，打闸后DCS中各调节汽门反馈值应与原始值一致，就地检查应无开度指示。2.升温、升压过程中，监视汽轮机各调节汽室应无压力，各金属温度不应过快上升。3．若调节汽门内漏，禁止机组冲车启动，联系检修人员处理。4．必要时进行调节汽门严密性试验。1.1.6冲转主要保护未投或拒动设备损坏1．机组主要保护有故障或不能投入时，禁止机组冲车启动。2．机组振动监测系统投入且工作正常，振动等各项主保护在冲转前必须可靠投人。冲转参数选择不当1．压力过低时，不能快速通过临界转速。2．压力过高时，汽门波动大，升速不易控制，且不利于充分暖机。3．汽温过高时产生热冲击。4．汽温过低时，过热度不够，可能导致汽轮机发生水冲击。l.冲转前确认蒸汽参数等各主要测点准确。2.冲转参数符合规程规定，蒸汽温度与金属温度良好匹配。3.冲转过程中尽量保证蒸汽参数稳定。4．严防水冲击，运行人员应该明白低转速时发生水冲击对汽轮机的危害比高转速时更为严重。序号作业活动危险点危害后果控制措施强行冲转可能导致设备损坏。1．严格执行操作票制度。2．冲转前盘车必须连续运行，以减少冲转惯性。3．汽轮机冲不动时，应对系统进行全面检查，任何时候均不允许强行挂闸冲转。任一调节汽门不能开启单侧进汽冲转会造成汽缸左、右膨胀不均，导致振动增加甚至损坏主设备。1.按规程规定进行开机前试验。2．确认控制方式在“自动”位。3．更换伺服阀或热工变更接线后的调节汽门，在开机前必须进行实际开关试验，并检查确认各调节汽门EH油控制阀确已开启。4．禁止单侧进汽冲转。冲转后盘车不能脱开啮合齿轮损坏。1.机组冲车时，应有专人对盘车装置进行检查，转子冲动后盘车不能脱开时，必须立即打闸停机。2．冲转时运行人员应远离盘车手柄，防止手柄在盘车脱开时伤人。1.1.7升速机组振动大而强行通过临界转速主设备损坏。1．运行人员应该熟知本台机组的升速振动特性和临界转速值。2.主蒸汽压力必须保证机组能顺利通过临界转速，避免因压力较低而在临界转速出现怠速现象。3．任何时候均禁止在临界转速附近故意停留。4．严格执行升速过程中振动大停机的相关规定：在中速暖机前轴承振动超过30μm，或通过临界转速时轴承振动超过100μm或轴振动超过规定值时，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或因振动大而降速暖机。如果振动超标，必须回至盘车状态，待查明原因并消除后，经过连续盘车4小时方可重新启动。主机润滑油压降低导致振动异常，严重时造成轴瓦烧毁。1．开机前试验并确认润滑油压低联锁动作正常。2．油泵联锁必须可靠投人。轴瓦金属温度或回油温度超限导致振动异常，严重时造成轴瓦烧毁。1．开机前确认轴瓦金属温度及回油温度测点准确。2．整个冲转过程中，防止振动、轴向位移等参数超限。3．保证润滑油温正常。4．加强轴瓦金属温度及回油温度监视，发现问题按规程进行处理。动、静部分碰磨主设备损坏。整个冲转过程中，汽轮机平台应有人不间断巡视，仔细监听汽缸内、轴封处声音应无异常。一旦听到明显异常声音，必须立即紧急停机。序号作业活动危险点危害后果控制措施1.1.8中速暖机暖机转速选择不当落入临界转速范围，导致振动增大。严格按规程规定进行暖机操作，不允许随意提高或降低暖机转速。暖机不足1．汽缸未充分膨胀，机组振动增加。2．升速时轴系可能发生脆性破坏。3．带负荷时产生热冲击，造成应力疲劳。1.严格执行规程有关暖机时间的规定，任何时候均不允许缩短暖机时间。2．暖机过程保持主再热蒸汽参数相对稳定。调节汽门开度不一致机组振动增加，严重时造成主设备损坏。1.机组检修后或DEH系统检修后的启动前，进行DEH硬操盘试验应正常，高中压调节汽门开度变化应同步。2．开机时发现调节汽门开度不一致时，各个调节汽室压力有较大差异时，应及时联系处理，在未处理好之前禁止升速。汽缸左、右膨胀不均动、静部分碰磨，机组振动增加，严重时造成主设备损坏。1.确保汽缸膨胀测点准确。2.控制主蒸汽、再热蒸汽左右支管蒸汽温差在规程规定范围以内。汽缸上、下温差增大1.开机前检查汽缸保温完整，无脱落现象。2．确保汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道及各段抽汽管道疏水畅通。3、加强抽汽蒸汽温度、抽汽管上下金属管壁及汽缸上下温差的监视，防止汽缸进水。4、发现异常应及时查找原因并设法消除，出现异常振动时，应立即打闸停机。主机润滑油温升高导致振动异常，严重时造成轴瓦烧毁。根据油温变化及时通过调整冷油器冷却水量来保证润滑油温在规程规定范围。序号作业活动危险点危害后果控制措施1.1.93000r/min定速真空偏低造成低压缸排汽温度升高，最终导致：1．机组轴系中心变化，振动异常增大，损坏主设备。2.凝汽器铜管松弛。3．射水泵工作异常，效率降低，造成真空下降，严重时冲破排汽缸安全阀。1.监视低压缸排汽温度不得超限，其他所有汽轮机监视仪表的读数，都应在允许极限（报警）范围内。2．运行人员必须清楚低压缸喷水虽然可以降低低压排汽温度，但不能保证低压缸不过热，因此必须保证规定的排汽真空。3.尽快并网带初始负荷。4．若短时间内无法并网，而低压缸又出现过热，在未并网前可将机组降至暖机转速。定速不稳无法并列。1．启动前进行调节系统仿真试验正常。2．尽量稳定真空和进汽参数，避免主蒸汽压力过高。3．联系热控人员处理。停运高压油泵润滑油母管失压轴瓦烧毁、轴颈磨损1．检查主油泵人、出口压力正常后，方可停运高压油泵。2.停运高压油泵时，油泵联锁开关不允许退出，防止因高压油泵出口逆止门不能关闭或关闭不严而造成主机润滑油系统失压。并网发电机、励磁机冷却器冷却水未及时投入发电机、励磁机超温。及时投运发电机氢冷器、励磁机空冷器冷却水，并确认虹吸正常。带初始负荷初始负荷选择不当对汽轮发电机组造成冲击。并网后立即加负荷至规程规定的初始负荷，进行暖机。暖机时间过短对汽轮机造成热冲击。1．根据规程规定选择暖机时间。2．根据蒸汽参数变化，适当延长暖机时间。升负荷升负荷速率过大，或负荷与蒸汽参数严重失配1．对汽轮机造成热冲击。2．可能导致汽轮发电机组振动增大。1．加强蒸汽参数的监视，控制升温、升压及升负荷速率。2．加强汽轮机各部分金属温度的监视，严格控制金属温升率。3.按规程规定负荷点和时间带负荷充分暖机。4．避免因升负荷速率过大，导致汽温、汽压下降，使金属产生交变热应力，严重时甚至发生水冲击事故。序号作业活动危险点危害后果控制措施轴向位移、胀差、振动等参数异常造成主设备损坏。1．加强蒸汽参数的监视，控制升温、升压及升负荷速率。2．加强汽轮机各部分金属温度的监视，严格控制金属温升率。3．按规程规定负荷点和时间带负荷充分暖机。4．避免因升负荷速率过大，导致汽温、汽压下降，使金属产生交变热应力，严重时甚至发生水冲击事故。5．发现轴向位移、胀差、振动等参数异常，应密切监视并视情况保持负荷，适当延长暖机时问。以上参数达到停机值时，应破坏真空、果断停机。疏水门未及时关闭疏水扩容器超压、爆破造成设备损坏、停止供电，甚至发生人身伤亡事故。1．高压疏水扩容器进汽时，必须保证减温水量充足。2．检查疏水扩容器压力表、温度表显示正确。3．定期对各疏水阀阀体温度进行监测，以便判断各疏水阀内漏情况。4.按规定周期对疏水扩容器及其相连管道、弯头、附件进行检查检修。单阀、顺序阀控制间的切换控制系统异常，导致负荷波动大1．串轴。2.引起参数变化，导致超压或汽温骤降。1．机组大修后应经阀门特性试验合格。2．开机前进行调节系统仿真试验合格。3．如阀切换时负荷波动大应联系热工处理。阀门开、关顺序不对造成叶片损坏。1、机组大修后应经阀门特性试验合格。2、开机前进行调节系统仿真试验合格。3、运行人员必须熟知本台机组为顺序阀控制时的阀门开启顺序并监视其确已严格按此顺序开启，否则有可能造成叶片损坏。阀门切换时机选择不当局部应力过大或产生交变热应力。1．在机组升速、并网和带低负荷时，采用单阀方式。2．汽轮机加负荷至规程规定负荷后从单阀切换到顺序阀运行，以便使转子内部温度变化最小。1.2热态开机1.2.1轴封系统投运，凝汽送轴封、抽真空顺序不当1．轴颈骤冷，汽封松动、变形。先送轴封后抽真空，锅炉再点火。序号作业活动危险点危害后果控制措施器抽真空2．轴封段和汽缸发生热变形，严重时导致轴封段永久性弯曲。3．轴向位移负值增大。轴封蒸汽温度与转子表面金属温度不相匹配轴封段产生热冲击。1．按厂家规定保证轴封蒸汽温度与转子表面金属温度相匹配。2．切换轴封汽源时要缓慢，防止汽温骤变。轴封系统疏水不够1．轴封段产生热冲击。2．轴封段和汽缸发生热弯曲，严重时导致轴封段永久性弯曲。3．汽轮机进水。送轴封前充分暖管疏水。1.2.2冲转冲转蒸汽参数选择不当1．汽缸、转子金属骤冷，产生裂纹。2．轴向位移负值增大。3．负胀差增大。4．交变热应力造成疲劳破坏。1．根据规程规定正确选择冲转蒸汽参数，通过旁路系统的调整来保证蒸汽参数与金属温度良好匹配，避免汽缸、转子急剧冷却。2．启动前必须充分疏水。1.2.3升速，接带负荷操作不紧凑延长启动时间，造成金属骤冷，负胀差增大。1．冲转后经检查无异常，应迅速、平稳升速，升速率一般不小于200r/min。2．定速后经必要检查正常，应尽快并网。3．并网后尽快将负荷升至启动曲线所对应的负荷点，确认第一级金属温度不再下降，还要确认胀差不应负值增加，否则需继续增加负荷。1.3汽轮机运行维护序号作业活动危险点危害后果控制措施1.3.1汽轮机本体的运行维护汽轮机进水1．产生热冲击，造成汽缸裂纹。2．汽缸、转子变形，造成动、静部分碰磨和盘车卡死，严重时大轴永久性弯曲，最终导致主设备损坏。3．导致叶片损坏。1.汽轮机防进水保护装置可靠投入。2.汽缸金属温度测点显示正确，并定期校验。3．保持凝汽器水位低于疏水扩容器标高。4．疏水管道、阀门应定期疏通、检查，确保畅通。在机组启动时，主蒸汽管道、再热蒸汽管道必须充分暖管、疏水。5．汽轮机启动时，主蒸汽、再热蒸汽参数必须符合厂家启动曲线要求，并且保证蒸汽过热度不低于506．启动和低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温喷水。在锅炉灭火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。7．防止锅炉满水，或主蒸汽温度、再热蒸汽温度失控，或主蒸汽流量瞬间突变，造成蒸汽带水。8．确保加热器、除氧器水位调整平稳，水位报警及保护动作可靠。9．防止轴封供汽带水。10.防止过热器、再热器和高、低压旁路减温水阀门内漏。11．汽轮机在热态下，若主蒸汽、再热蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行水压试验。12．在停机时，若出现上、下缸温差大，应迅速查明原因，切断进水点。停机后，也应认真监视凝汽器、加热器、除氧器水位。13．当出现门杆冒白汽、上下缸温差增大、轴向位移异常及主蒸汽温度、再热蒸汽温度快速下降等达到规程规定值时，应立即打闸停机。14．根据实际情况，制订具体的防止汽轮机进水的安全措施并督促实施。机组振动主设备损坏。1.防止动、静部分碰磨或大轴弯曲。2.防止汽缸进水或进冷汽而造成汽缸变形。3.防止中心不正或联轴器松动。4.防止因叶片断落而导致转子质量不平衡。5．防止轴承工作不正常或轴承座松动。6．防止滑销系统卡涩或膨胀不均。序号作业活动危险点危害后果控制措施1.3.2调速汽门的运行维护卡涩1．负荷波动。2．停机或甩负荷时，可能导致机组超速。1．加强汽水品质监督，坚持定期排污。2．在透平油和EH油油质不合格时，严禁机组启动。3.对于新建或大修后的机组，在油质检查合格前，不允许向调节系统部件通油。4．定期化验油质，建立油质监督档案，以免调节系统和保安系统部件锈蚀、卡涩。5．油净化装置、滤油装置应保持运行状态，连续或定期对油质进行处理。6．定期进行汽门活动试验。7．在机组大修或调节系统检修后，电液调节系统应进行仿真试验并确认正常。8．阀体检修时，彻底除去氧化皮。9．加强各汽门开度监视某一汽门误关或阀芯脱落1．负荷波动。2．叶片过载损坏。3．推力瓦磨损。1．加强汽水品质监督，坚持定期排污。2．在透平油和EH油油质不合格时，严禁机组启动。3．对于新建或大修后的机组，在油质检查合格前，不允许向调节系统部件通油。4．定期化验油质，建立油质监督档案，以免调节系统和保安系统部件锈蚀、卡涩。5．油净化装置、滤油装置应保持运行状态，连续或定期对油质进行处理。6．定期进行汽门活动试验。7．在机组大修或调节系统检修后，电液调节系统应进行仿真试验并确认正常。8．阀体检修时，彻底除去氧化皮。9．加强各汽门开度监视。10．正常运行中，发现负荷突然直线下降，某一汽门后压力指示下降序号作业活动危险点危害后果控制措施至零，则可判断为汽门阀芯脱落，应进行停机处理。汽门内漏1．开机时，导致汽缸膨胀不均。2．停机或甩负荷时，可能导致机组超速。3．停机后，导致上、下缸温差增大。1．冲转前检查主蒸汽阀门后应无压，汽室金属温度不应过快上升。2．按规定周期进行汽门严密性试验并要求合格。3．汽门内漏严重，必须经处理正常后方可进行汽轮机的启动。4．阀碟与阀座接触部分的垢迹及氧化皮，应利用适当时机认真清理。1.3.3汽缸的运行维护汽缸保温不良停机后造成汽缸上、下缸温差增大，导致汽缸变形，盘车跳闸，转子弯曲。1．选择合适的保温材料和保温工艺，定期检查汽缸保温完整，保温层无脱落或脱空现象。2．汽缸上、下缸金属温度测点必须齐全、准确，并定期校验。3．加强汽缸上、下缸温差的监视。4．建立停机后、机组正常状态下汽缸主要金属温度的下降曲线台账。汽缸裂纹局部应力增大、裂纹扩展，最终导致设备损坏。1．严防汽轮机热态进水。2．开、停机时，保证金属温升(降)率符合厂家规定。3．尽量避免负荷、参数急剧波动。4.运行人员应该明白，机组甩负荷后带30％～40％额定负荷比甩去全负荷所产生的热应力更大。5．降负荷时更容易造成汽缸因拉应力超标而导致汽缸裂纹，因此应严格控制降负荷速率。膨胀不畅动、静部分碰磨，主设备损坏。1．定期校验，确保汽缸膨胀测点准确。2．监视汽缸膨胀值应和以前在同样运行工况下的读数一致。3．确认汽缸膨胀受阻时，应通知检修人员通过加润滑脂或调整轴承座的办法予以消除。4．汽缸膨胀不足或严重偏移时，严禁机组运行。1.3.4大轴的运行维护大轴弯曲、轴系断裂主设备损坏。运行人员必须熟知《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，严格按照其中“防止汽轮机大轴弯曲事故”和“防止汽轮机超速和轴系断裂事故”部分中相关条款进行控制。序号作业活动危险点危害后果控制措施大轴磨损1.提高检修质量，防止油系统进硬质杂物。2.加强汽轮机油质监督和净化处理，确保油质合格。3．开机前，化验油质合格方能启动。4．加强机组振动参数的监视。若振动异常，应按规程规定进行相应处理。5．运行人员必须熟知《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，参考其中“防止汽轮机轴瓦烧损事故”部分中相关条款进行控制。轴向位移异常1．检查轴向位移测点显示正确，并定期校验。2．定期试验并确认轴向位移保护动作正常。3．尽量稳定蒸汽参数，避免负荷、真空大幅度波动，特别是应避免汽轮机发生水冲击。4．加强蒸汽品质监督，防止通流部分结垢。5．将监视段压力与以往同负荷工况进行比较、分析。6．避免因强烈振动而造成汽封磨损，进而导致谝汽量增加。7．加强推力瓦温度及回油温度的监视。8．严禁低参数、低真空、超负荷运行。9．不允许汽轮机单侧进汽运行(主蒸汽门活动试验可短时关闭除外)。1.3.5汽封的运行维护汽封片磨损1．漏汽量增加，轴向位移增大。2．油中进水。1．保证轴封蒸汽温度与转子金属温度良好匹配。2．控制轴封蒸汽温度变化速率，避免汽轮机转子轴封段骤冷、骤热。3．避免汽轮机组发生强烈振动。4．防止汽缸上、下缸温差过大，左、右膨胀不均。5．偏心不合格时，严禁机组启动。1.3.6叶片的运行维护蒸汽品质不良通流部分结垢，最终导致叶片损坏。1．加强蒸汽、给水品质的监督，做好定期排污工作。2．运行人员应了解汽水品质恶化时的三级处理标准，并遵照执行。3．发现监视段压力异常变化时，应认真加以分析。叶片超负荷运行造成叶片断裂，最终导致：1．严格执行制造厂各项有关需控制负荷的特殊运行工况的相关规定。2．控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，避免低汽温、低真空、序号作业活动危险点危害后果控制措施1．动、静部分碰磨。2．转子质量不平衡，振动增大。3．运行工况恶化。低频率及超负荷运行。3．严防汽轮机超速及发生水冲击。4．加强对各监视段压力及各监视段问压力降的监视，并建立相应台账。5．当汽轮机采用顺序阀控制方式时，监视各汽门应按规定顺序开启。叶片维护不当1．重视汽轮机停机后的养护。2．定期进行叶片测频及探伤工作。围带、拉筋断裂叶片强度下降，自振频率变化，最终导致设备损坏。1．提高装配质量，尽量减小局部应力。2．防止发生水冲击事故。3．对低压部分围带、拉筋定期进行检查。1.3.7轴瓦的运行维护轴瓦烧毁设备损坏。运行人员必须熟知《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，严格按照其中“防止汽轮机轴瓦烧损事故”部分中相关条款进行控制。1.4汽轮机组的停运1.4.1减负荷负荷下降速率、蒸汽温降速率、压降速率过大1．蒸汽参数与负荷不相匹配，蒸汽过热度不够，汽轮机发生水冲击。2．汽轮机各受热部件冷却不均匀。3汽缸金属温降速率大。4．主蒸汽温度、再热蒸汽温度失控或蒸汽带水。5．负胀差增大。1．密切监视机组负荷、参数变化情况。2．滑参数停机时，应待再热蒸汽温度下降后方可进行主蒸汽下一步降温、降压工作，保证主蒸汽、再热蒸汽温差在规程规定范围内。3．降低一定负荷后应停留一段时间，待金属温度下降速度减缓、温差减小后，方可继续降负荷。4．负荷，蒸汽温降率、压降率，高中压缸金属温降率，应始终处于受控状态且符合停机曲线。5．发现汽温急剧下降，应按规程规定停机。6．加强胀差、轴位移、振动、缸温等主要参数的监视。7．及时切换汽封汽源为高温蒸汽供给。汽缸温差增大动、静部分碰磨，损坏1．滑参数停机过程中，必须保证蒸汽有规定的过热度。序号作业活动危险点危害后果控制措施主设备。2．根据不同工况及时开启机组各部疏水阀。3．防止除氧器压力、温度失配而造成除氧水汽化，并注意及时倒换除氧器汽源。4．加强除氧器、加热器水位监视，根据压差情况及时倒换高压加热器疏水。5．加强汽缸温差及抽汽温度、抽汽管道金属温度的监视，发现异常及时处理，必要时按规定打闸停机。6．及时解列减温水，并做好减温水阀门内漏的防范措施。低压缸过热1．造成机组轴系中心变化，导致机组振动异常增大，损坏主设备。2．凝汽器铜管松弛。3．射水泵工作异常，效率降低，造成真空下降，严重时冲破排汽缸安全阀。1．正确使用旁路系统，避免中压缸无蒸汽运行。2．50MW负荷时，及时投运低压缸喷水。3．保持较高真空。4．禁止机组倒拖运行，特殊情况下机组倒拖时间不应超过1mm(或参考厂家规定)。未及时进行系统倒换1．高压加热器水位升高。2．辅汽及轴封失压，导致真空下降1．加强高压加热器水位监视，根据压差情况及时停运高压加热器汽测。2．根据负荷情况及时倒换辅汽汽源。3．注意轴封汽源的倒换和压力调整。解列、打闸任一汽门关不严汽轮发电机组超速。1．减负荷过程中发现汽门卡涩，应设法消除。2．定期进行主蒸汽门、调门、抽汽逆止门的活动试验，按规定进行超速试验并要求合格。3．打闸后检查主蒸汽门、调门、各段抽汽逆止门均已完全关闭。4．如打闸后因主蒸汽门未全部关闭而导致汽轮机转速未下降时，应紧急停运全部EH油泵，就地再进行一次手动打闸，待主蒸汽门关闭后再启动EH油泵。序号作业活动危险点危害后果控制措施带负荷解列汽轮发电机组超速。正常停机时，在打闸前，应先检查有功功率到零、电能表停转或逆转，再将发电机与系统解列，或采用先打闸后解列的方法。严禁带负荷解列。1.4.2惰走高压油泵未及时启动1．润滑油系统失压，轴瓦断油，烧毁轴瓦。2．发电机密封油失压，跑氢。1．停机前必须进行油泵启停试验正常。2．打闸前即启动高压油泵运行。3．主机润滑油泵和密封油泵联锁开关必须置于“联锁”位置。4．高压油泵不能启动时，应及时启动交流（或直流）润滑油泵和密封油泵。正胀差增大动、静部分间隙消失，导致碰磨。停机前监视并记录汽轮机胀差值，务必将降速时由于转子的泊桑效应而造成的胀差突增考虑进去。振动异常增大主设备损坏。1．控制停机参数正常，防止汽缸进冷水、冷气。2．保证润滑油和密封油油温、油压稳定，避免油温过快下降。3．避免因真空波动等原因导致机组转速在临界区域过长时间停留。4．加强振动监视，在过临界时作好振动异常增大的事故预想，必要时可适当破坏真空。5．加强汽缸温度监视，防止上、下缸出现较大温差。润滑油冷油器冷却水未及时退造成润滑油温度快速下降、轴瓦骤冷收缩，可能导致振动增大，甚至烧毁轴瓦。加强油温监视，及时停退冷油器冷却水。1.4.3零转速盘车未及时投运转子发生热弯曲1．停机前，必须试验并确认盘车电动机、顶轴油泵工作正常后，方可打闸停机。2．800r/min时检查顶轴油泵已自动启动，否则手动启动。3．转速至零，盘车应立即投运。1.4.4破坏真空，退轴封高转速时即破坏真空末级叶片损坏。机组正常惰走过程中，不可急于破坏真空，可破坏真空的具体转速根据厂家资料决定。破坏真空、退轴封操作顺序1．转子和汽缸局部冷1．停机时降转速、破坏真空、退轴封机时应控制恰当，做到转速到序号作业活动危险点危害后果控制措施或时间把握不当却，严重时造成轴封摩擦或汽缸变形。2．低压缸排汽温度升高，排汽缸安全阀冲破。零、真空到零、轴封压力到零。2．应避免在凝汽器真空到零后，轴封系统仍较长时间运行；也应避免在凝汽器真空未到零时，就退出轴封系统运行。停机后低压缸排汽温度超限排汽缸安全阀冲破。1．破坏真空前，确认主蒸汽管道、再热蒸汽管道疏水阀已可靠关闭(主蒸汽管道、再热蒸汽管道带压时)。2．加强主蒸汽门及高、低压旁路后压力和温度的监视，当主蒸汽门、调门和高、低压旁路未关或关闭不严而大量漏汽时，应采取相应措施进行处理。3．加强排汽温度监视，必要时投运低压缸喷水减温。1.4.5退除氧器加热抽汽管道阀门关闭不严中压缸进水。1．退除氧器加热时应缓慢操作，防止除氧器压力、温度失配汽化，四段抽汽电动门、逆止门关闭不严密而返汽。2．加强管道疏水。3．严密监视汽缸温差及抽汽温度、抽汽管道金属壁温差，发现问题相应处理。4．提高检修质量，确保四段抽汽电动门、逆止门关闭严密。1.4.6停机后至停盘车前，汽轮机组的运行维护盘车跳闸转子弯曲。1．盘车运行信号和跳闸报警信号必须保持正常。2．盘车未停之前仍应有专人监盘，严密监视盘车电流、润滑油压、顶轴油压、偏心及汽缸上、下缸温差等参数正常。3．定期就地巡视。汽缸进冷水、冷气造成汽轮机汽缸变形、盘车停运、转子弯曲。1.汽轮机防进水保护装置可靠投入。2.汽缸金属温度测点显示正确，并定期校验。3．保持凝汽器水位低于疏水扩容器标高。4．确保加热器、除氧器水位调整平稳，水位报警及保护动作可靠。5．防止轴封供汽带水。6.防止过热器、再热器和高、低压旁路减温水阀门内漏。序号作业活动危险点危害后果控制措施2设备、系统2.1主蒸汽、再热蒸汽系统的运行维护蒸汽品质不良1．叶片结垢。2．汽门卡涩，机组超速。1．加强蒸汽、给水品质的监督，做好定期排污工作。2．运行人员应了解汽水品质恶化时的三级处理标准，并遵照执行。3．发现监视段压力异常变化时，应认真加以分析。超压1．可能导致承压部件应力超限。2．末级叶片水蚀。1．检查主蒸汽温度、再热蒸汽温度、压力测点准确，并定期校验。2．定期试验主蒸汽、再热蒸汽参数是否异常，声光报警是否正常。3．避免负荷、蒸汽流量骤变。4．发现调节系统失常而造成汽门波动时，应立即联系热控人员处理。5．控制变负荷速率。6．加强主蒸汽、再热蒸汽参数的监视，发现蒸汽参数异常应及时处理，并按规程规定降负荷甚至停机。超温导致金属高温蠕变，寿命损耗增加。1．检查主蒸汽温度、再热蒸汽温度、压力测点准确，并定期校验。2．定期试验主蒸汽、再热蒸汽参数异常声光报警是否正常。3．避免负荷、蒸汽流量骤变。4．发现调节系统失常而造成汽门波动时，应立即联系热控人员处理。5．控制变负荷速率。6．加强主蒸汽、再热蒸汽参数的监视，发现蒸汽参数异常应及时处理，并按规程规定降负荷甚至停机。7．正常运行中，保持给水泵二级抽头阀开启低温或蒸汽温度急剧下降导致末级叶片水蚀，严重时造成蒸汽带水，以至于汽轮机发生水冲击。1．检查主蒸汽温度、再热蒸汽温度、压力测点准确，并定期校验。2．定期试验主蒸汽、再热蒸汽参数异常声光报警是否正常。3．避免负荷、蒸汽流量骤变。4．发现调节系统失常而造成汽门波动时，应立即联系热控人员处理。5．控制变负荷速率。6．加强主蒸汽、再热蒸汽参数的监视，发现蒸汽参数异常应及时处理，并按规程规定降负荷甚至停机。7．正常运行中，保持给水泵二级抽头阀开启。序号作业活动危险点危害后果控制措施8．定期检查减温水阀前后温降情况，一旦判断减温水阀门内漏，应联系检修人员处理并做好事故预想。9．蒸汽温度降至规程规定值时应及时疏水，降至极限值时应果断打闸停机。高压旁路减压阀内漏或误开1．再热器超压、超温，再热器冷段管道金属高温蠕变，寿命损耗增加。2．停机后，导致汽缸上、下缸温差增大。1．严密监视再热蒸汽压力，确保再热器安全门能及时、准确动作。2．监视高压旁路阀后压力和温度并经常对照。3．对阀体定期测温。4．如确认高压旁路和低压旁路减压阀、减温阀泄漏应做好记录，视情况立即停机或联系检修人员待停机后处理。5．机组正常运行中，发现高压旁路开启应立即手动关闭，并联系热控人员处理。低压旁路减压阀内漏或误开排汽温度升高，甚至造成排汽缸安全阀冲破。1．低压旁路低真空闭锁保护必须可靠投入。2．参考“高压旁路减压阀内漏或误开”相关条款进行控制。高压旁路减温水阀内漏或误开1．再热蒸汽温度偏低。2．停机后可能导致汽缸进水。1．高压旁路投入必须按先减压后减温的顺序进行。2．高压旁路压力、温度闭锁保护应能可靠投入。3．发现高压旁路减温水阀内漏，应可靠隔离并及时检修。疏水阀内漏或误开造成疏水扩容器超压，严重时导致疏水扩容器爆破伤人。1．按规定负荷点开、关疏水。2．定期就地检查、核对疏水阀的开、关状态。3．对阀体定期测温，如确认疏水阀内漏应做好记录，并联系检修人员处理。在检修未处理之前，应保证疏水扩容器有一定的减温水量。阀门、弯头、表计等处蒸汽泄漏或突然爆裂造成设备损坏、人员伤亡。1．主蒸汽、再热蒸汽系统管道投运必须严格暖管疏水，避免热冲击导致管道及其附件裂纹。2．避免蒸汽管道剧烈振动。3．主蒸汽、再热蒸汽系统的操作均要谨慎小心，操作阀门时应有安全后退空间和通道，并且不能正对阀门操作。4．对长期内漏的阀门及管道弯头，应定期进行金属探伤。5．不要在汽轮机本体下疏水管道密集处过久停留。序号作业活动危险点危害后果控制措施2.2汽轮机润滑油系统的运行2.2.1润滑油系统投运前的检查油质异常轴承进异物，损坏轴瓦。1．系统投运前，油箱应先清理、排污，并联系化学运行人员化验油质是否合格，在油质及清洁度超标的情况下严禁机组启动。2．油净化装置应随系统一并投运并连续运行。3．大修时须待油循环化验油质合格后，方可正式投运润滑油系统。油箱底部的积水或杂质未及时排除损坏轴瓦。系统投运前，对油箱进行排污。阀门开关状态不对导致系统跑油或憋压。投运前，确认系统各阀门已按阀门操作卡置于系统投运前状态。油箱上有敞开的接口油箱进入异物。全面检查，发现油箱上有敞开的接口应及时封闭。2.2.2系统补油油源油质异常对系统润滑油造成污染，损坏轴瓦。系统补油前必须化验油源油质合格，并经精滤网补入。2.2.3油泵启动检修工作未终结系统跑油或轴瓦进异物。投运前确认系统已无检修工作，工作票已全部收回，油系统杂物已清理干净，轴瓦及油管道已装复正常。油温偏低油泵振动，电机过负荷，损坏油泵并产生噪声。启泵时润滑油温应大于10℃备用油泵出口逆止门关闭不严系统油压下降，可能导致轴瓦损坏。1．检查并确认本次油泵启动后的润滑油压与历次润滑油压接近或一致，发现润滑油压偏低时，应认真查找原因。2．交流油泵(主油泵)运行时，直流油泵(交流油泵)逆止门前出口压力表应指示为零，否则需联系检修人员处理其出口逆止门后方可开机。油管泄漏污染地面，易使人滑倒，严重时导致油压下降。系统投运后，仔细检查系统阀门、法兰、管道接口等处应不渗油、漏油，主油箱油位随着油温的提高应有轻微的上升而不应下降。2.2.4润滑油系油质管理制度不完善油质异常，损坏主设1．根据本厂实际，制订确保润滑油油质合格的技术措施。序号作业活动危险点危害后果控制措施统的运行维护备。2．建立油箱定期放水制度。3．建议建立润滑油油质管理台账。4．建立油泵启停台账。轴封压力维持过高油中进水，油质异常。加强轴封压力的监视，调整轴封压力、温度在正常范围内。事故放油门误开1．系统跑油。2．轴瓦断油。严密关闭事故放油门操作手轮后，挂明显的“禁止操作”标示牌。冷油器泄漏1．润滑油压降低。2．调整不当时，能导致油中进水。1．避免系统憋压。2．冷油器投运时，应充分排气，防止管道振动。3．按照规定对冷油器铜管进行检查和清洗。4．发现主油箱油位下降而无明显外漏时，应考虑冷油器铜管泄漏或油漏入发电机的可能。一经证实，应及时倒换或调整。油压降低轴瓦烧毁。1．检查润滑油系统压力测点准确并定期校验，加强润滑油压的监视。2．加强润滑油箱油位的监视，防止油箱油位异常降低。3．正常运行中，检查交流油泵、直流油泵出口逆止门前不应带压，防止交流油泵、直流油泵出口逆止门关闭不严而导致压力油短路直接进入油箱。4．每半月进行一次油泵启停试验，运行3—5min，保证油泵能正常备用。5．定期进行油泵联锁试验正常，并且油泵联锁必须可靠投入。6．确定为冷油器铜管泄漏时，应及时倒换。7．汽轮机润滑油压应以离油泵最远的轴承人口油压为准。8．详细事项可参照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中“防止汽轮机轴瓦烧损”部分中相关条款进行控制。油位计指示不准出现虚假油位，造成误判断。1．定期进行油位计活动试验。2．油位计故障，及时联系检修人员处理。油箱油位异常升高1．满油。2．回油不畅。1．按规定进行主油箱排烟风机的定期轮换和油箱定期放水工作，防止排烟风机跳闸、油箱积水、补油门误开等原因引起的油箱油位升高。序号作业活动危险点危害后果控制措施2．润滑油温必须在规程规定范围。3．加强油箱油位监视，发现油位异常上升或下降应立即查明原因。油箱油位异常下降失压，损坏轴瓦。1．按规定进行主油箱排烟风机的定期轮换和油箱定期放水工作，防止排烟风机跳闸、油箱积水、补油门误开等原因引起的油箱油位升高。2．润滑油温必须在规程规定范围。3．加强油箱油位监视，发现油位异常上升或下降应立即查明原因。4．防止系统泄漏。油系统防火措施不完善现场失火。1．定期检查油管道、法兰、阀门周围及下方的热体保温齐全，保温层外包铁皮完好。2．油管道、法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要办理动火工作票，并做好有效的防火措施，准备充足的灭火设备并联系专职消防员到场后方可开工。3．禁止在运行或停用、备用状态的油管道上进行焊接工作。4．发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温层。5．事故放油门操作手轮不允许加锁，并应挂明显的“禁止操作”标示牌。6．现场应储备足够的消防器材。7．运行人员必须熟知《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，严格按照“汽轮机油系统防火”部分中相关条款进行控制。系统外漏1．污染地面，易使人滑倒，严重时导致油压下降。2．油系统着火，威胁人身、设备安全。1．定期检查润滑油管道支架、吊架完好，油管道运行中无振动。2．加强设备巡视，及时发现并消除系统漏油、渗油，一时不能消除的应有临时措施。3．机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道保温已渗入油的，应立即停机处理。地面积油人员滑倒、摔伤。1．油系统的漏油要设法隔离，用容器接储并及时倒油。2．及时清除地面的油污。3．油系统的清洗工作应尽可能避免在人员经常通过的地方进行。序号作业活动危险点危害后果控制措施4．地面油污区应用遮拦围住，并设明显警告标志。2.2.5油温调整油温调整不当，变化速率过大1．轴瓦骤冷损坏。2．冷油器铜管膨胀不均，造成冷油器泄漏。投、退或调整冷油器冷却水时应缓慢操作，严密监视，保证油温变化不超过1℃/3min油温异常升高破坏油膜稳定，引起轴系振动，烧毁轴瓦。1．设有油温自动装置的机组，应保证其自动调节品质良好。2．手动调整油温时，应缓慢操作，以免油温突变。3．加强油温的监视。4．防止冷油器冷却水中断。油温异常下降1．设有油温自动装置的机组，应保证其自动调节品质良好。2．手动调整油温时，应缓慢操作，以免油温突变。2.2.6主油箱排烟风机的运行维护油箱负压过高导致灰尘及水(汽)等异物进入油系统。1．合理调整排烟风机人口阀门，控制油箱负压在规程规定范围以内。2．保证排烟风机人口负压表计显示正常。油箱负压过低1．回油不畅。2．产生虚假油位。主油箱排烟风机跳闸1．出现虚假油位，造成误判断。2．回油不畅，油气外泄，污染环境。1、定期检查主油箱排烟风机运行正常。2．厂用电部分中断后，应注意检查并及时恢复跳闸见机的运行。2.2.7主机、密封油冷油器和给水泵油滤网的切换操作不当可能造成润滑油系统失压、进空气或油温大幅度波动，最终导致轴瓦损坏。1．严格执行操作票制度。2．切换前确认备用冷油器（滤网）油质合格，压力温度表计指示正确。3．切换应在对备用冷油器（滤网）进行注油充分排气后进行。4．切换时加强对润滑油温、油压的监视。5．整个操作过程必须动作缓慢，并在指定人员的监护下进行。6．切换完毕检查原备用冷油器（滤网）运行正常，冷油器（滤网）无泄漏。2.2.8油净化装阀门内漏或误开系统跑油，造成油箱油1．对主油箱和油净化器油位加强监视，并定期进行主油箱油位计活序号作业活动危险点危害后果控制措施置的运行位降低或油质恶化。动试验，核对就地与DCS中油位指示一致。2．做好系统阀门标识工作，加强技术培训，提高人员责任心，杜绝错误操作阀门。3．发现主油箱和油净化器油位异常变化，应认真分析、判断；一旦确认阀门内漏或从润滑油净化装置跑油时，立即进行相应处理。油净化装置失效或长期未投油质异常。加强设备维护，提高检修质量，尽量保证油净化设备时刻处于正常运行状态。油净化设备因故检修时，更应加强相关系统的维护、调整及润滑油油质监督。运行维护不当系统跑油。1．加强净化装置的巡视和维护，保证各控制参数符合厂家规定。2．油净化装置运行时，定期检查主油箱油位应无明显下降。2.2.9润滑油系统的停运过早停运1．轴瓦巴氏合金过热。2．轴承中剩油急剧氧化，甚至冒烟起火。1．汽轮机润滑油系统必须待汽轮机组完全冷却且盘车停运8h后，方可停运。2．在汽轮机各金属温度大于149℃主油箱排烟风机未停进入异物。润滑油系统停运后，及时停运主油箱排烟风机。2.3EH油系统的运行2.3.1EH油系统的投运油质异常调节系统和保安系统部件锈蚀、卡涩。1．系统投运前须经油质化验合格。2．新建或大修后的机组，在油质检查合格前，不许向调节部件通油。2.3.2EH油系统的运行维护油质异常调节系统和保安系统部件锈蚀、卡涩，可能导致机组超速。1．定期进行EH油的常规化验和全分析化验，建立油质监督档案。2．加强EH油温的监视，保证冷却水量充足、水压正常，避免EH油超温运行。3．EH油精滤装置除定期检查(检修)外，必须保证连续运行。4．根据EH油酸价及时投运再生装置，并根据再生装置压差及时更换再生剂。5．防止冷却水漏入EH油中。序号作业活动危险点危害后果控制措施6．对EH油箱中的磁棒进行定期清洗。EH油系统泄漏1．油箱油位降低，可能导致机组因油压低而被迫停运。2．外漏EH油，造成人员中毒或电缆腐蚀。1．保证过压阀压力设定正确、动作可靠，避免系统超压。2．避免系统管道振动。3．运行人员应明白，EH油具有轻微毒性和腐蚀性，避免吸人口中。电缆上粘有EH油时，应及时擦拭干净。4．做接触EH油的操作后，应将身上粘有EH油的部分清洗干净。2.3.3EH油系统的停运过早停运油动机等处存油氧化。按厂家规定时间停运EH油系统，不允许停机后即停EH油系统。2.3.4EH油精滤装置投、退误操作造成系统跑油，导致EH油箱油位降低，同时污染环境。1．投运前，对照阀门操作卡，确认各阀门开关位置正确。2．系统投运前、后，均应监视EH油箱油位。3．系统停运后，应将精滤装置与EH油箱可靠隔离，以免EH油在静压差的作用下由EH油箱跑至精滤油箱，从而造成精滤油箱满油。4．严禁系统憋压运行。滤网压差大机组油压低，被迫停运。1．精滤油泵启动后检查系统无泄漏，滤网压差正常。2．发现滤网压差大时，通知检修人员停运系统，进行清洗。2.4密封油系统的运行2.4.1密封油系统的投运开启差压阀、平衡阀脉冲门后启泵差压阀、平衡阀冲击损坏。1．启动油泵前，应将差压阀、平衡阀脉冲门关闭，以免油压剧烈波动，对差压阀、平衡阀造成冲击。2．待油泵运行正常后，按顺序开启差压阀、平衡阀脉冲门，投运差压阀、平衡阀，并加强差压阀、平衡阀调节品质监督。发现氢、油压差异常增大时，应及时处理。2.4.2密封油系统的运行维护密封油泵联动异常密封油系统失压，导致：1．跑氢。2．损坏密封瓦。1．定期进行交直流空侧密封油泵的启停试验。2．试验油泵联锁开关动作正常。冷却器泄漏油中进水，或跑油进人1．启泵时，对冷却器充分注油。序号作业活动危险点危害后果控制措施冷却水系统。2．备用冷油器用空侧密封油充油备用。3．合理调整，保证运行中油压大于水压。4．确认冷却器泄漏时，应及时倒换、处理。平衡阀、差压阀工作失常造成氢、油压差大，导致发电机进油、跑氢或氢气纯度下降。1．加强油、氢压差和油、油压差的监视，发现任一压差异常，应及时调整、处理。2．化验密封油油质良好、无杂质，平衡阀、差压阀应定期清洗、校验。3．检查平衡阀、差压阀脉冲管连接正常，阀门开启，管道、阀门不堵塞。4．空气、氢气侧密封油压达到平衡的具体表现是：密封油箱既不补油也不排油，或者排油、补油时间间隔很长。密封油箱油位异常升高发电机进油。1．密封油箱的油位在正常运行时，需保持在正常并略微偏低的位置(约为2/3)，并对其加强监视。氢压大幅度波动时，更应严密监视油箱油位防止满油时向发电机内进油或空罐时跑氢。2．氢气置换操作要求均匀、缓慢。3．检查油箱自动排油阀、补油阀工作正常。4．检查平衡阀、差压阀工作正常。5．避免密封瓦单侧进油长时间运行。6．手动补油时，补油阀不宜开得过大。密封油箱油位异常下降空罐时密封油压下降，导致发电机跑氢。1．密封油箱的油位在正常运行时，需保持在正常并略微偏低的位置(约为2/3)，并对其加强监视，氢压大幅度波动时，更应严密监视油箱油位，防止满油时向发电机内进油或空罐时跑氢。2．氢气置换操作要求均匀、缓慢。3．检查油箱自动排油阀、补油阀工作正常。4．检查平衡阀、差压阀工作正常。5．避免密封瓦单侧进油长时间运行。密封油温异常影响氢气纯度或损加强监视，应注意手动调整。序号作业活动危险点危害后果控制措施密封瓦。系统泄漏1．油位下降，油压降低。2．外漏时发生火灾事故，或人员滑倒、摔伤。1．系统投运前，对照阀门操作卡确认系统各阀门已置于启动前位置，防止放油门误开或系统憋压。2．加强巡视，发现漏点，及时消除。3．发现氢侧密封油箱油位下降，应对照润滑油箱油位一起分析、查找原因。4．系统严重泄漏、威胁机组安全时，应停止机组运行。2.4.3密封油系统停运操作或停运时机选择不当1．密封瓦损坏。2．发电机氢气泄漏。3．油箱满油。1．正常情况下，应按以下顺序进行系统停运：盘车停运、发电机气体量换、密封油系统停运、润滑油系统停运。2．在盘车运行或发电机气体未置换前，禁止停运密封油系统。3．系统停运时，应预先考虑到系统管道回油及排烟风机停运而引起的油箱油位上涨。必要时，可先适当降低油箱油位，再停运系统。2.5内冷水系统的运行2.5.1水压试验打压过高系统泄漏，发电机进水。严格按厂家规定选择水压试验压力。升压过快缓慢升压，严防压力骤升、骤降。水压试验不合格内冷水系统水压试验不合格时，应认真查找原因，并进行相应处理。严禁为赶进度，人为地将水压试验“作合格”。2.5.2内冷水系统的运行维护内冷水水质(电导率、含铜量、pH值等)异常1．发电机绝缘降低。2．定子水冷管结垢。1．保证内冷水压高于冷却器冷却水压。若确认冷却器泄漏时，应倒换冷却器并检修。2．保证内冷水箱补充水水质合格。3．内冷水箱及内冷水系统管道应密封严密，防止空气中二氧化碳进入内冷水系统应能与其他系统可靠隔绝。4．内冷水系统检修、安装结束后的首次启动，应先进行冲洗、连续排污，直至水质合格后方允许与发电机内的水路接通。5．运行人员应掌握内冷水水质标准。6．加强内冷水系统的水质化学监督和水质指标的跟踪分析。序号作业活动危险点危害后果控制措施7．根据水质情况及时换水或进行反冲洗。发电机漏水发电机绝缘降低，定子接地。1．内冷水系统投运应先用较低水压充水排气，防止振破发电机中绝缘引水管。2．加强内冷水箱水位监视，防止内冷水箱满水、系统憋压。3．保证氢压大于内冷水压。4．一经确认发电机内冷水绝缘引水管、氢冷器等处泄漏，应立即停机进行处理。发电机断水保护动作异常发电机断水时过热损坏。开机时进行发电机断水保护试验，发现异常，及时联系热控人员处理。备用内冷水泵不能正常备用1．运行泵跳闸时内冷水系统失压，发电机断水保护动作。2．严重时可能导致发电机过热。1．开机前进行内冷水泵联动试验，确保联锁动作准确、可靠。2．坚持运行中内冷水泵的定期倒换。3．内冷水泵检修后的第一次启动，或电气解开动力电源接线检修后的首次试运，均应先进行转向确认。内冷水滤网双组投运滤网堵塞后被迫停机。正常运行时应一组滤网运行，一组备用，以便运行中替换或进行滤网清洗。内冷水冷却器冷却效果不佳内冷水温偏高，导致定子绕组过热。1．正常运行时应一组（或两组）冷却器运行，一组备用。2．尽量保证冷却器冷却水水质清洁。3．发现内冷水冷却器冷却效果不佳，立即倒换冷却器并联系检修人员清洗。2.5.3内冷水箱运行中换水内冷水箱缺水内冷水系统失压，发电机断水保护动作，严重时可能导致发电机过热。1．换水前确认内冷水箱液位计准确。2．换水过程中，严密监视内冷水箱水位及内冷水压力，不允许离开现场进行其他操作。内冷水箱满水系统憋压，造成发电机进水。开启压力母管内冷水系统失压，发电通过内冷水箱底部放水阀放水。序号作业活动危险点危害后果控制措施上放水门放水机断水保护动作，严重时可能导致发电机过热。换水结束，补水门、放水门未及时关闭内冷水箱满水或缺水。经常检查内冷水箱自动补排水电磁阀动作正确，补、排水后及时关闭手动补、排水阀。2.5.4内冷水温的调整内冷水温失控1．内冷水温偏高，导致定子绕组过热。2．内冷水温偏低，可能导致发电机结露，损坏绝缘。1．正常运行时，控制内冷水温在35-452．若定子绕组出水温或定子绕组温度超过允许值时，应根据运行规程降负荷。2.5.5内冷水泵的倒换备用泵出力异常断水保护动作、停机。1．确认备用内冷水泵运行正常后，方可停运原运行水泵(紧急倒泵除外，但倒泵后也应加强检查)。2．电气检修后(解开动力电源接线)，应先试运并确认转向正确后方可投运。2.5.6内冷水系统反冲洗未按规定周期或程序进行，或冲洗不彻底导致发电机运行中过热。1．反冲洗的周期在6个月内至少进行一次。原则上每次正常停机后应进行反冲洗一次。发电机大、小修后，进行正、反冲洗2-3次。2．反冲洗时，内冷水的压力仍维持在正常运行压力范围内，并保证内冷水温高于氢温。3．每次反冲洗的时间，由化学监督人员现场确定，原则上以内冷水质不再明显变化为限。正常运行中反冲洗阀误开导致发电机运行中过热。1．反冲洗必须在发电机与系统解列的情况下进行，严禁在运行中带负荷反冲洗。2．反冲洗完成后，内冷水系统必须恢复至正常工作状况。2.6凝结水系统的运行2.6.1凝结水系统的运行凝结水水质异常导致管道和设备腐蚀、结垢。1．机组长时间停运时，要将凝汽器内凝结水放干。2．启动前加强凝汽器及凝结水系统的冲洗。序号作业活动危险点危害后果控制措施维护3．凝汽器灌水查漏时，应采用除盐水或澄清的生水。4．加强凝结水水质监督，并熟悉其水质控制标准值。5．检查凝结水系统加药门确已开启。6．当水质劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，化验结果是否正确。7．确认水质劣化时，应立即向总工程师汇报并采取措施，按一、二、三级处理标准进行控制。8．参考“防止凝汽器铜管泄漏”部分相关条款进行控制。除氧器上水困难除氧器水位降低，严重时缺水。1．坚持凝结水泵的定期轮换或试启停，联锁开关正确投人。2．定期清理凝结水泵入口滤网，加强凝结水泵的日常维护，防止凝结水泵出力不足。3．检查除氧器水位自动调节品质优良，自动失灵应切为手动控制。4．避免误开凝结水泵出口再循环或其他放水阀。5．防止除氧器事故放水门误开或未及时自动联关。凝结水管道振动，发生“水锤”现象损坏管道、设备及建筑物。1．启动时注意管道排空。2．适当控制凝结水系统阀门开关速度。3．除氧器上水应力求平稳、均匀。4．确保再循环管道畅通。2.6.2凝汽器的运行维护凝汽器水位高1．淹没铜管，过冷度增加。2．过高时淹没射水泵抽空气管，导致真空下降，降低机组出力，甚至被迫停机。1．凝汽器就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。2．加强凝汽器水位监视，并经常核对凝汽器就地水位与控制室内立盘水位一致。3．按操作规程进行凝结水系统的操作，防止凝结水系统阀门误开(关)。4．开机前试验凝汽器水位声光报警正常。5．加强凝结水水质及补水量的监督、统计工作，一旦确认凝汽器铜管大量泄漏，及时采取相应措施进行处理。序号作业活动危险点危害后果控制措施凝汽器铜管泄漏凝结水水质恶化。1．新机组投产前，凝汽器铜管应以不低于1.0m／s的水流速度连续运行72h成膜。2．防止凝汽器铜管过热。3．防止因汽轮机叶片断裂而打伤凝汽器铜管。4．向凝结器排放疏水时，应有充足的减温水量。5．加强凝结水水质监督，对补水量进行跟踪统计。6．安装及更新凝汽器铜管前，要进行全面探伤检查。加强凝汽器铜管的穿管质量，改善凝汽器铜管的振动特性。7．加强凝汽器铜管材质管理，防止脱锌腐蚀。8．循环水中断后，若低压缸排汽温度较高，禁止立即向凝汽器铜管通水。凝汽器端差过大导致真空降低，影响机组出力。1．保证胶球清洗装置正常投运。2．必要时对凝汽器进行带负荷半边清洗。3．停机后，选择合适时机对凝汽器铜管进行人工清洗。4．建立相关台账，以便对比、分析。5．选择循环水泵最佳运行方式，以便保证最佳真空凝汽器过冷度大1．造成凝结水溶氧增加，腐蚀管道、设备。2．增加热耗。1．防止凝汽器水位异常升高。2．保证射水泵正常运行。3．定期进行真空严密性试验，及时消除漏点。4．建立相关台账，以便对比、分析。2.6.3凝结水泵的运行维护凝结水泵失压1．流量过大时造成电动机过负荷。2．凝汽器水位过低时造成凝结水泵汽蚀。3．被迫降低机组出力。1．凝结水泵启动前(管道无水)，凝汽器应保持较高水位。2．检查水位测点准确，避免凝汽器水位过低。3．凝结水泵人口滤网压差增大时，应及时清洗。4．防止凝结水泵再循环门误开。5．检查备用凝结水泵出口逆止门应关闭严密。6．检查凝结水泵密封冷却水正常。凝结水泵密封环磨损过多时，应及时更换。序号作业活动危险点危害后果控制措施8．凝结水泵抽空气阀应保持常开，防止从凝结水泵人口吸人空气。凝结水泵憋压1．串轴。2．凝结水泵汽蚀。正确使用凝结水泵再循环，防止凝结水泵憋压。凝结水泵轴承温度高轴瓦烧毁。1．加强设备巡视并定期测温。2．检查凝结水泵轴承密封冷却水畅通、充足。3．发现轴承箱内油位过高或油质污脏时，应降低油位或更换新油。4．凝结水泵振动增大，应倒换为备用泵运行，并联系检修人员消除。5．正常运行中，凝结水泵法兰应有少量水外漏，但不致甩水。凝结水泵电动机温度高烧坏电动机。1．加强设备巡视并定期测温。2．检查电动机通风良好。3．检查凝结水泵电流正常。4．防止凝结水泵过流量长期运行。凝结水泵振动大损坏设备。1．检查地脚螺栓无松动。2．发现轴套或填料层磨损过多，应通知检修更换或打磨轴套。2.6.4低压加热器的运行维护低压加热器水位高低压加热器解列。1．低压加热器就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。2．低压加热器水位自动可靠投人，低压加热器疏水管道、阀门应无异常。3．加强低压加热器水位监视，经常核对低压加热器就地与DCS中水位一致。4．防止低压加热器泄漏。5．开机前试验低压加热器水位保护动作正常，声光报警正常。6．低压加热器疏水不畅时，应查明原因并及时消除。低压加热器水位低1．管道振动、冲蚀。2．经济性降低。1．低压加热器就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。2．低压加热器水位自动可靠投人，低压加热器疏水管道、阀门应无异常。序号作业活动危险点危害后果控制措施3．加强低压加热器水位监视，经常核对低压加热器就地与DCS中水位一致。4．防止低压加热器泄漏。5．开机前试验低压加热器水位保护动作正常，声光报警正常。低压加热器水位保护拒动汽轮机发生水冲击。开机前试验低压加热器水位保护动作正常，声光报警正常。低压加热器管系振动1．损坏设备。2．蒸汽外泄。3．破坏真空。1．正确使用蒸汽管道疏水。2．维持低压加热器疏水水位正常，防止汽水冲击。3．检查管系支架、吊架完整。4．加强设备巡视，发现管系振动应查找原因并及时消除。2.6.5低压加热器运行中投凝结水温上升速率过大低压加热器挡板热应力过大，寿命损耗增加，甚至导致低压加热器管道泄露。低压加热器运行中投运，应通过逐步开启进汽电动门充分暖管、暖器，严格控制低压加热器出水温升率在规程规定范围。汽水冲击，管道振动导致管道、设备、建筑物损坏。1．充分暖管、疏水。2．严密监视低压加热器水位，保证低压加热器水位正常。2.6.6低压加热器运行中退出凝结水温下降速率过大1．除氧不足。2．热应力损坏1．非紧急情况时，低压加热器应缓慢退出，控制低压加热器出水温降率在规程规定范围。2．低压加热器退出应遵循先汽侧后水侧的原则。负压系统阀门关闭不严密真空下降。1．与真空系统相连的阀门必须严密关闭，并断电、断气，作好防止阀门误动的安全措施。2．加强凝汽器真空监视，发现真空异常下降，应立即查明原因并采取措施加以解决。2.6.7凝结水系统管阀的运行维护管阀泄漏1．带压部分管阀泄漏，危及人身安全。2．真空部分管阀泄漏，导致真空下降。1．真空系统水封阀应保持常开，且经常检查管道无堵塞、水量充足。2．检查系统阀门位置正常。3．发现漏点，应及时消缺，或隔离并布置围栏。4．定期进行真空严密性试验。5．必要时进行凝汽器灌水查漏。序号作业活动危险点危害后果控制措施2.7给水除氧系统的运行2.7.1给水除氧系统的运行维护给水水质异常锅炉爆管、汽轮机通流部分结垢。1．确保凝结水水质合格。参考“防止凝结水水质异常”进行控制。2．防止除氧器除氧不足。参考“除氧器的运行维护”相关条款进行控制。3．加强给水水质监督，并熟悉给水水质控制标准值。4．检查给水系统加药门确已开启。5．当水质劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，化验结果是否正确。6．确认水质劣化时，应立即向总工程师汇报并采取措施，按一、二、三级处理标准进行控制。2.7.2除氧器上水脱氧门未开气塞，造成管阀泄漏。除氧器上水前，将除氧器脱氧门适当开启。2.7.3除氧器加热蒸汽管道疏水不充分除氧器及蒸汽管道振动，损坏设备及建筑物，管系泄露伤人。对加热蒸汽管充分疏水，防止汽水冲击。除氧器进水断流除氧器上水流量应力求连续、均匀，避免除氧器在蒸汽加热带压后，进水断流。加热蒸汽阀开度过大合理调整除氧器再沸腾开度，控制除氧器压力在规程规定范围内。脱氧门开度过天合理调整除氧器脱氧门开度，防止因脱氧门开度过大而造成排汽带水、汽水冲击。除氧器水位过高汽缸进汽(水)。除氧器加热期间，尽量维持除氧器液位正常，避免因除氧器水位过高保护动作而造成汽封水。抽汽管道上阀门关闭不严汽缸进汽(水)，上、下缸温差增大。1．严密监视抽汽管道壁温、汽轮机上下缸温差、排汽温度。2．按照要求开启相应管道疏水。3．严防除氧器压力、温度失配，发生汽化。2.7.4除氧器的运行维护除氧不足给水水质恶化，高压加热器、省煤器管道腐1．在发电机组启动或低负荷时，投人除氧器备用汽源。当机组负荷升高后，按规程规定切换汽源。序号作业活动危险点危害后果控制措施蚀。2．控制机组负荷变化速率，避免发电机组负荷突升。3．加强各负荷点下除氧器对应压力的监视，并加以对照，防止除氧器出力不够，水温偏低。4．发现相同负荷时除氧器压力偏低，应检查四段抽汽电动门、逆止门是否完全开启。5．加强给水品质化验。6．合理调整除氧器脱氧门开度。7．保证凝结水水质合格。8．保证除氧器上水均匀，避免瞬时大量进水，导致除氧水过冷。9．发现除氧器喷嘴脱落或堵塞，停机后应立即更换或清理。10．防止辅助蒸汽联箱至除氧器供汽门误开而超压。除氧器水位过低保护动作造成给水泵组跳闸，被迫降低机组出力甚至停机。1．除氧器就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。2．开机前应试验除氧器事故放水门等相关阀门动作正常。3．开机前应试验除氧器水位保护动作正确，声光报警正常。4．加强除氧器水位监视，可靠投入除氧器水位自动，自动失灵时应立即切为手动控制。5．经常核对除氧器就地及DCS中水位一致。6．防止凝结水失压。除氧器水位过高汽轮机发生水冲击。除氧器就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。开机前应试验除氧器事故放水门等相关阀门动作正常。3．开机前应试验除氧器水位保护动作正确，声光报警正常。4．加强除氧器水位监视，可靠投入除氧器水位自动，自动失灵时应立即切为手动控制。5．经常核对除氧器就地犀DCS中水位一致。除氧器振动损坏设备、建筑物，导1．上水流量力求连续、均匀。序号作业活动危险点危害后果控制措施致管系泄露伤人。2．防止除氧器压力、温度严重失配，造成汽水冲击。3．合理调整除氧器脱氧门开度，避免此门开度过大。4．控制除氧器水位正常。5．避免与除氧器相连管道振动。超压应力增大，严重时导致除氧器爆破。1．加强除氧器运行监督，运行规程中应有关于除氧器启动、停止、倒换汽源以及超压情况下的紧急处理等具体规定。2．除氧器及其安全附件(如安全阀、溢流阀、监视表计、联锁自动装等)应处于正常工作状态。3．检查除氧器压力高声光报警信号正常。4．除氧器安全门应在机组大、小修或安全门检修后进行校验。5．避免主机超负荷运行。6·防止辅助蒸汽联箱至除氧器供汽门误开。2.7.5给水泵组启动前的检查未进行保护试验或试验异常给水泵因保护失灵而损坏，或因保护误动作而跳闸。泵启动前应进行保护试验且动作正常，否则联系热控人员处理。液力偶合器勺管卡涩运行时转速波动大，甚至导致超速。给水泵启动前应试验液力偶合器勺管动作灵活，而后将勺管置于规程规定的初始位置。油系统异常给水泵损坏。启动前检查给水泵油箱油位正常，油质合格，油压正常。误操作损坏设备。1．给水泵启动必须执行操作票制度。2．给水泵启动前，试验给水系统各阀门动作正常，并对照阀门操作卡检查各阀门已置于启动前状态。2.7.6启动给水泵电动机电流不返回损坏电动机。1．严密监视电动机启动电流及返回时间。2．电动机电流较长时间不返回时，应立即停止给水泵运行并查找原因。空载时电流异常掌握给水泵空载时对应的电流值，发现电流偏高、偏低或摆动都应立即停止给水泵运行，在原因未查明前严禁再次启动。给水管系振动损坏管道、设备及建筑1．给水母管为空管时，电动给水泵的启动必须在出口电动门关闭、序号作业活动危险点危害后果控制措施物。高压加热器走旁路、给水泵最小流量装置开启的状态下启动。2．给水管道通水时必须充分排气。减温水阀门内漏汽轮机进水。给水泵启动前，检查并关闭给水泵二级抽头门，确认再热器减温水阀已手动完全关闭，高压旁路减温水严密不漏。最小流量装置未开给水泵汽蚀。启泵前试验给水泵最小流量装置应动作可靠，手动隔离门已确认开启。给水管系泄漏伤人、打湿电动机。1．避免给水管道振动。2．阀门操作顺序为：开启阀门应先开低压侧再开高压侧，关闭阀门应先关高压侧再关低压侧。3．操作阀门时应站在阀门侧面，不应站在正对阀门的方向。4．运行人员有必要了解相关阀门的结构特性。5．发现泄漏点时，应采取措施可靠隔离并通知检修人员处理，避免泄漏点扩大。无法隔离时应申请停运系统，装设围栏并挂醒目的“禁止通行”标志。厂用母线电压偏低厂用母线过负荷(失压)。启泵前确认母线电压正常。工作油或润滑油冷却器未及时投运工作油或润滑油超温：1．保护动作跳泵。2．可能导致偶合器或轴瓦超温损坏。1．启泵前检查工作油和润滑油冷却器冷却水压正常。2．启泵后及时投运工作油和润滑油冷却器。2.7.7给水泵组的运行维护运行给水泵跳闸，备用给水泵不能联动给水中断，降低出力，甚至被迫停机。1．检查备用给水泵各项启动条件具备，随时处于正常备用状态。2．备用给水泵联锁开关在联锁位。3．坚持给水泵每月一次的定期切换。最小流量装置动作异常1．汽蚀，给水泵损坏。2．出力不足。1．启泵前试验最小流量装置动作正确、灵活，前、后隔离门确已开启。2．正常运行中将最小流量装置置于“自动”位置。转速波动大1．串轴。1．检查给水泵转速表应显示正确并经常校核。序号作业活动危险点危害后果控制措施2．给水泵并列运行时，转速低的泵打不出水，可能造成流量低保护动作跳泵。2．启动前应检查勺管活动灵活。3．若热控回路故障，应将给水泵转速自动切为手动控制。4．确保给水泵油箱油位正常、油质合格。5．给水泵启动前和连续运行一段时间后，应视情况进行工作油冷油器和润滑油冷油器的排空气工作，并且定期检查液力偶合器上方排气孔排气畅通，以防空气进入泵轮和涡轮之间。6．保证液力偶合器工作正常，勺管反馈机构完好。偶合器工作(润滑)油超温1．易熔塞熔化。2．轴瓦超温。1．监视工作油、润滑油冷却器冷却水压力正常且及时投入。2．冷油器冷却水管定期清洗，油侧定期排气，以防止热交换效果变差。3．合理调整偶合器勺管位置，避免停留在额定转速的2/3处长时间运行。(此时，耦合器损耗发热最大)4．确保给水泵油箱油位正常、油质合格。5．给水泵油泵出力正常、联锁可靠。6．各瓦温测点准确并加强监视。7．防止给水泵振动、轴向位移等参数超标。8．必要时降低给水泵出力。振动大泵组损坏。1．检查地脚螺栓无松动。2．防汽蚀。3．给水系统投运时应充分排气。4．加强振动的定期监测、对比和分析。电流异常电动机烧毁。1．启动、运行、停止时，均应监视电泵电流正常，不偏高、不偏低、不摆动。2．严格执行规程中电动机启停次数的规定。3．禁止给水泵带负荷高转速启动。4．禁止给水泵过负荷运行，或在厂用母线电压偏低时启动。5．加强就地检查，闻到异味应严密监视，必要时停运电泵，通知检序号作业活动危险点危害后果控制措施修人员处理。6．如电动机电流偏低并严重摆动时，应立即停泵，在未查出原因前禁止第二次启动。电动机冷却水未投或流量不足电动机温度过高，电动机烧毁。1．启动后及时投运电动机空气冷却器冷却水。2．避免冷却水水源失压。3．确保电动机线圈温度测点准确，电动机温度保护可靠投入。汽蚀泵组损坏。1．确认给水泵入口门在全开位置。2．给水泵入口压力低、入口流量低、除氧器水位低等跳泵保护应可靠投入。3．前置泵入口滤网定期清洗。4．最小流量装置动作正确。5．保证除氧器正常水位、水温运行，避免因除氧器压力骤降而导致除氧水汽化。6．流量测点显示准确，并定期校验。保护误(拒)动给水泵跳闸或泵组损坏。1．给水泵逻辑、保护的制订，应按厂家要求并符合现场实际。2．开机前应进行给水泵联锁、保护试验，且动作正常。2.7.8给水泵组的停运轴瓦断油烧瓦。1．停给水泵前，必须先启动润滑油泵运行。2．启动润滑油泵后，应检查油泵出力正常。出口逆止门关闭不严1．给水泵反转，轴套或密封件损坏，甚至超速。2．叶片损坏。1．关闭电动给水泵出口电动门停泵。2．给水泵备用时，应加强现场检查。如因逆止门关不严而反转时，应关闭出口电动门，并联系检修人员处理。2.7.9高压加热器水侧投运未排气或排气不充分引起系统振动，振破高压加热器钢管。1．高压加热器水侧投运前，必须用注水门充分注水排气，以免振破钢管。2．高压加热器水侧投运时，应检查高压加热器