汽机技术措施分析

汽机技术措施汇编目录1. 发电机氢气系统运行的安全技术措施 42. 辅机出口逆止门内漏运行的注意事项 63. 循环水系统运行过程中特别注意事项 74. 关于汽机房特殊装向辅机运行的注意事项 85. 密封油系统采用第三种循环运行方式的技术措施 96. 关于1、2号机及公用联络点的运行注意事项 117. 汽机专业确保机组稳定运行的措施 128. 轴封汽源由主蒸汽临时供应的安全技术措施 149. 保证机组盘车安全运行的措施 1510. 防止定冷水流量低引发跳机的技术措施 1811. 机组停机反事故措施 1912. 汽机启动过程的反事故措施 2113. 循环水系统反事故措施（第二版） 2414. 油氢差压调节器退出运行时的反事故措施 2715. 机组厂用电失去的技术措施 2816. 关于汽轮机冲转时缸温匹配的规定 2917. 关于凝结水泵进口滤网清理的操作措施 3118. 防止启动过程中高压外缸上下温差大的技术措施 3219. 甩负荷试验过程中的安全注意事项 3520. 保电期间汽机安全运行措施 3721. 氢气系统操作的补充说明 3922. 2号机一次滤网冲洗水泵的运行注意事项(第二版) 4123. 防止及提前发现氢气泄漏的安全措施 4224. 防止2号机组发生汽流激振的措施 4525. 1号机四抽至辅汽联箱电动门后逆止门卡涩的应对措施 4626. 汽泵密封水回水切至凝汽器的操作注意事项 4727. 关于真空油泵轴承温度高的通知 4928. 应对1号机4、7号瓦温度高的技术措施 5029. 凝补水泵全停时的注意事项 5230. 2号机组启动安全技术措施 5331. 密封油真空泵停用检修的注意事项 5632. 关于高低加事故疏水设定值的通知 5733. 汽机低负荷运行注意事项 5834. 浮子油箱切旁路运行技术措施 5935. 1、2号机机组系统联络点隔离措施 6036. 防止转机切换时发生事故的技术措施 6137. 1号机组冷态启动技术措施 6238. 密封油真空油箱停用检修的注意事项 6539. 汽机实际超速试验安全措施 6740. 关于闭冷水系统运行的反事故技术措施(第二版) 7041. 部分系统运行调整注意要点 7242. 启停循泵压力控制注意要点 7343. 2号机单台循泵运行的技术措施 7544. 重申氢气运行的注意事项 7745. 关于2号机1号高调门的运行技术措施（第二版） 7846. 一次滤网及冲洗水泵运行的措施 8047. 关于2号机组循泵的临时规定 148. 运行注意事项 249. 辅机出口逆止门内漏运行的注意事项 450. 关于闭冷水含钠高的运行注意事项 551. 关于机组启动第三台循泵的运行注意事项 652. 循环水前池水位低应急预案 753. 当前备用循泵运行的技术措施 1054. 重申第三台循泵运行的技术措施 1155. 汽机高低加水位设定值控制 13运行部汽机专业发电机氢气系统运行的安全技术措施为杜绝氢气系统运行过程中各种事故的发生，保证调试运行过程中人身和氢气系统设备的安全，贯彻二十五项反措关于防止氢气系统发生重大事故的要求，特制订如下措施：在氢气进行主厂房前，应确认化学供氢站至主厂房前的供氢管道已气体已置换合格，管道氢气纯度合格。在发电机开始用二氧化碳置换空气之前，必须确认氢气干燥器前置换用仪用空气进气手动门已严密关闭，进气接头已经拆开并挂牌。在发电机气体置换过程中，应投入发电机底部油水检漏仪、密封油氢侧回油扩大槽油水检漏仪运行，置换过程要时刻关注检漏仪的报警情况，发现油水位高，应及时排放，并调整好油氢差压。在二氧化碳置换空气或氢气置换二氧化碳过程中，在置换过程取样分析合格后，均应对对所有的在线设备（氢气干燥器及其管路、密封油氢侧回油扩大槽、浮子油箱、油水检漏器、发电机绝缘过热检测装置、氢气纯度分析仪、不包括氢气湿度仪）、仪表、取样管、排气、排污管进行彻底吹扫置换一次，然后再一次取样分析合格，置换过程才能完成。氢气控制排第一次进行充氢之前，管道中充满空气，也要注意对氢气控制排的管道用二氧化碳进行吹扫置换，然后才能通氢。正常运行中，应保证密封油压高于机内氢压0.05-0.07MPA，最为适宜。定子线圈水压要低于发电机内氢压至少为0.05MPA。气体置换期间，氢气湿度仪必须隔离运行，因该仪表的传感器不能接触二氧化碳，否则将导致不能工作。发电机充氢时，先用二氧化碳驱赶发电机内的空气，待机内二氧化碳含量超过85%时，即可引入氢气驱赶二氧化碳，这一过程保持机内气压在0.02-0.03MPA之间，排氢时，应先将机内氢压降至0.02-0.03MPA之间，再用二氧化碳驱赶发电机内的氢气，待机内二氧化碳含量超过95%以后，即可引入空气驱赶发电机内的二氧化碳，直到机内二氧化碳含量小于5%时，才可终止向发电机内送压缩空气，这一过程也保持机内气压在0.02-0.03MPA之间。当发现发电机氢压下降较快，有漏氢现象时，应对发电机周围进行测氢工作，并立即报告有关部门和领导并进行现场隔离。仃止一切动火工作。做好现场通风工作。发电机内氢气纯度一般不允许低于98%，含氧量不大于2%，若低于该标准，应立即进行处理，直到合格为止。应定期在补氢或排补氢后计算机组漏氢量，发现超标时应及时汇报。发电机运行时排油烟机应保持连续运行。排补氢气操作应用手缓慢进行，不能用F型板手操作。氢气运行过程中，应随时注意定冷水系统的运行情况，当定子水箱内含氢量超过1%时，则有可能是定子线圈有漏点，原则上应考虑申请停机处理，当定子水箱内含氢量超过4%时，则应立即停机处理。运行人员应熟练掌握氢气系统运行的操作流程，应做好事故情况下系统进行紧急排氢的事故预想。辅机出口逆止门内漏运行的注意事项辅机（如水泵、油泵等）出口逆止门内漏较大，当投入备用方式时由于出口电动门自动开启，出口母管中介质会倒流造成辅机倒转，如此时备用联动或者手动启动，有可能造成电机过载损坏。此种工况下运行，运行人员应重点注意：不允许投入备用方式运行，在出口电动门关闭情况下，可以作为紧急备用。相邻辅机运行时，应将本辅机出口门关闭，并就地确认不倒转。当必须启动出口逆止门内漏的辅机运行时，应先确认出口门已关闭，启动后，再开启出口门。海门电厂运行部循环水系统运行过程中特别注意事项在循泵冷却水系统整改之前，针对当前循环水泵电机及轴承油箱冷却水系统运行过程中出现的问题，运行人员在循环水系统运行过程中，要特别注意以下几点：机组闭冷水母管压力应控制在0.56-0.60MPa之间。当闭冷水缓冲水箱水位低需要补水时，为防止闭冷水出口母管超压，必须点动缓慢操作凝补水至闭冷水母管电动补水门，并密切注意闭冷水母管的压力变化，如闭冷水母管压力突然增大，应立即关闭电动补水门，等压力恢复正常再缓慢点动开启补水。禁止全开凝补水至闭冷水母管电动补水门进行闭冷水系统的补水，以防止闭冷水母管超压。在循环水泵运行过程中，其冷却水减压阀后的压力保持在0.38-0.42MPa之间，不能超压。定期检查循环水泵的运行状况，集控室要特别注意运行泵电流、轴承及电机线圈温度，就地要定期检查，要特别注意轴承油箱的油位变化、泵的轴承温度及振动情况，泵体及冷却器泄漏情况，并做好记录，如发现轴承油箱冷却器泄漏，应立即停泵。关于汽机房特殊装向辅机运行的注意事项目前1、2号汽机房有部分辅机的装向与常规布置方向相反。一号机组有：抗燃油泵A、B、抗燃油循环油泵A、B密封油泵A、B旁路油泵A、B二号机组有：抗燃油泵A、B、抗燃油循环油泵A、B密封油泵A、B定子冷却水泵A、B旁路油泵A、B运行人员在对上列辅机电机进行停、送电，辅机启动前检查、启动时，必须十分小心，反复确认，互相提醒，严防电机误停送电或发生误操作事故。密封油系统采用第三种循环运行方式的技术措施当前，密封油系统拟采用第三种油循环运行方式运行，其方式如下：此运行回路的作用是在主密封油泵和直流油泵目前都非运行的情况下，直接利用轴承润滑油直接作为密封油源密封发电机内气体或者对密封瓦进行润滑冷却作用，此种工作方式机组一般处于停机盘车状态。因主机润滑油压较正常密封油压力低很多，按同类电厂的运行经验，此种方式下运行应特别注意：发电机内气体压力必须在0．05MPa以下，否则起不到密封作用，而且会造成密封瓦跑油、跑气。针对目前的情况，发电机内气体为大气压力、非充氢、主密封油泵和直流密封油泵未运行状态，在投入密封油系统时应注意如下事项：（1）主机润滑油系统运行正常，润滑油泵TOP出口压力维持0．35MPa左右，轴承进油管的油压维持为0.18MPa左右。（2）严格按密封油系统检查及投运操作卡进行密封油系统的启动前检查。（3）投运前应确认系统各油位指示、压力变送器、油氢差压变送器、油水泄漏开关等重要热工测量装置已投入使用并传送信号正常。（4）每半小时详细记录密封油系统投运前各油箱（主机润滑油箱、密封油真空油箱、浮子油箱）油位，投运之后要密切关注油箱油位的变化，并与投运前进行对比，投运后主油箱油位应略有下降，如主油箱油位下降不正常，应立刻全面检查是否有外漏的可能。（5）密封油系统在首次充油投运时，应确保下面几个方面正常：油氢差压调节器能平稳投用发电机壳体不进油空侧、氢侧回油畅通无阻，氢侧回油扩大槽绝不能满油。真空油箱浮油阀控制正常，密封油系统管路中各逆止手动门、隔离手动门可靠，不内漏。因此，首次投运时首先应确认润滑油供油母管至密封油供油手动隔离门应处于关闭状态，油氢差压调节阀旁路阀关闭，油氢差压调节阀隔离，浮子油箱旁路门全部打开，注意密切关注真空油箱的油位变化和三个发电机检漏开关的动作情况。开始注油时，缓慢开启润滑油供油母管至密封油供油手动隔离门，注意监视密封油管路油压上升情况，为防止有压润滑油直接对差压调节阀进行冲击，可先缓慢开启油氢差压调节阀旁路阀控制发电机进油压力为0.08-0.09MPa，之后再切换到差压调节阀主路运行。就地确认发电机空侧回油、浮子油箱回油是否已畅通，密切监视真空油箱的油位变化情况，如油位有上升趋势，应表明真空油箱浮球阀控制不严或内漏，或者管路逆止手动门内漏，立刻一一隔离检查确认，并通知处理。（6）密封油系统在充油投运正常后，每一小时应记录各油箱（主机润滑油箱、密封油真空油箱、浮子油箱）油位，润滑油压、密封油压、油氢差压的数值，就地巡视应观察发电机空侧回油、浮子油箱回油是否畅通，系统管路、轴瓦油封泄漏、三个发电机检漏开关的动作情况等。关于1、2号机及公用联络点的运行注意事项目前，1、2号机组汽机系统有如下联络点：（1）1、2号机辅汽联箱（2）1、2号机凝补水箱（3）1、2号机一次滤网冲洗水管道（5）1、2号机闭冷水至空压机用户（6）1、2号机供氢气管道特别提醒运行人员严格注意：（1）机组启动开始，必须全面检查确认1、2号机系统联络点状态，确保系统联络手动门和电动门已关闭并挂牌，并记录在运行值班日记中。相邻机组有工作需要开启联络门时，必须向值长或运行机组主值申请，填写申请表，由值长或主值下令操作，运行人员应做好联络门开启时对运行机组系统设备影响的事故预想。汽机专业确保机组稳定运行的措施1、 各岗位运行人员应按运行规定要求，定时、正确抄录参数，并将值班中发生的异常及操作情况记录在值班记录中，当发现表计指示错误或与正常值有差异时，应查明原因，及时处理。2、 下列情况运行人员应特别注意机组的运行情况：负荷急剧变化、蒸汽参数或真空急剧变化、汽轮机内部有不正常声音、系统故障导致自动不能投入等，此时应合理分析设备异常的原因，确保设备安全运行。3、 凝补水箱水位趋势应严密监视，水位保持3000mm以上，防止水位过低破坏凝汽器真空，当发现真空异常时立即关闭凝汽器补水电动门及其手动门。4、 凝汽器水位保持在1100mm左右，不得过高，防止影响凝汽器真空。5、 闭冷水缓冲水箱水位控制在1500mm左右，当闭冷水系统因泄漏等原因导致水位急剧下降时，应手动加大补水调门，启动凝补水泵，开大事故补水门进行紧急补水，就地马上派人检查漏点并进行隔离堵漏。6、 应注意轴封温度，特别是高温轴封喷水、低温轴封喷水，一旦机组停运应关闭喷水电动门。7、 严密监视各油箱油位及油管道压力变化，防止跑油。8、 及时监视发电机氢压和氢气纯度，每小时用测氢仪测量氢气纯度和泄漏，发现漏点及时消除；监视氢气温度和定子冷却水温度符合规程要求，防止发电机内结露。监视氢气纯度和露点温度符合要求。9、 机组启动过程中，应有专人负责监视、调节密封油系统，防止发电机进油。10、 高压缸倒暖工作应提前进行，并按照要求调整参数。11、 机组跳闸后，应立即确认冷段疏水开启，VV阀开启，及时调整凝汽器真空，防止机组差胀向负值变化过快。12、 在机组启动时，决不允许在主机转子不转时，向汽封送汽，且不管是冷态或热态启动都要先送汽封汽再抽真空。13、 汽轮机启动后，要防止主蒸汽、再热蒸汽温度较大幅度波动，严防蒸汽带水。14、 整个启动过程中，要注意闭冷水缓冲水箱、凝汽器、除氧器、加热器、凝补水箱、定子冷却水箱水位正常，主油箱、抗燃油箱、密封油箱、给水泵汽轮机油箱油位正常，油温符合要求。15、 主机冲转后润滑油温、抗燃油温投入自动。16、 汽轮机升速过程中，应在就地仔细倾听机组磨擦声音，若发现异常，须停机查找原因。17、 汽轮机冲转过程中，汽机TOP油泵、MSP油泵、EOP油泵、顶轴油泵正常停运后，应及时将其投入备用。18、 在并网后，因为蒸汽流量和锅炉燃烧率在增加，主汽和再热汽温度上升很快，此时应严格控制汽轮机金属温度温升率在合适范围内。19、 调节蒸汽温度和负荷以减小金属温度与蒸汽温度的差，如金属温度比蒸汽温度高，此时可快速加负荷或快速提升蒸汽温度。如金属温度比蒸汽温度低，此时可维持现在的蒸汽温度或维持负荷，决不允许采用降温或减负荷的方法来调整金属与蒸汽温差。20、 维持初始负荷直至低压缸排汽口冷却到低于52℃时止。发电机并列前注意低压缸排汽温度不应超过8021、 机组升负荷过程中，及时对发电机补充氢气。22、 机组负荷大于30%额定负荷，根据机、炉情况选择控制方式。轴封汽源由主蒸汽临时供应的安全技术措施轴封汽源由主蒸汽临时供应,为安全保证轴封汽源的稳定，防止大轴弯曲等重大恶性事故的发生，特制定如下安全技术措施：确认汽轮机盘车已投入，运行正常。轴封加热器、多级水封已投入正常、轴封风机运行正常、轴封回汽母管维持负压，压力调整至约-5～-10kPa(a)。确认主蒸汽轴封供汽调节阀、辅汽轴封供汽调节阀和轴封母管溢流调节阀压力自动控制能正常投用。保持锅炉燃料量及燃烧稳定，维持压力、温度的稳定。锅炉主蒸汽出口温度维持在350～400℃之间。投用主蒸汽轴封供汽调节阀前，主蒸汽供轴封管道必须经过充分暖管疏水，才能打开主蒸汽轴封供汽手动隔离门。进行切换汽源时，将母管溢流调节阀投入压力自动控制，主蒸汽轴封供汽调节阀和辅汽轴封供汽调节阀切至手动控制、缓缓关小辅汽轴封供汽调节阀，同时缓缓开大主蒸汽轴封供汽调节阀，维持轴封母管压力为40-60KPa(a)，温度为200～260℃当轴封母管压力、温度稳定后，可将辅汽至轴封供汽调节阀完全关闭，主蒸汽轴封供汽调节阀投入自动控制。关闭辅汽至轴封供汽电动门、辅汽至轴封供汽调节阀旁路电动门、辅汽至轴封供汽调节阀前电动隔离门，并停电挂牌。轴封汽源由主蒸汽供应过程中，运行人员应时刻关注锅炉主蒸汽参数的变化情况，及时进行调整。如在此过程中发生锅炉MFT动作，当轴封汽源无法维持时，应立刻破坏真空，并停运轴封、真空到0、轴封供汽压力也到0。保证机组盘车安全运行的措施我厂汽轮机多次在停机投用盘车过程中,产生盘车啮合困难等问题，为防止盘车设备损坏和汽轮机大轴弯曲事故的发生，特制订下列技术安全措施。保证盘车及顶轴油泵、润滑油泵TOP、直流润滑油泵EOP保安段供应电源的稳定运行状态，每小时巡视一次。在机组启动前一天内，必须完成交流油泵TOP、MSP、直流油泵联锁试验，确保备用油泵能正常运行。汽轮机在盘车转速运行期间，运行人员应密切关注盘车电流、大轴弯曲度、差胀等重要机械参数的变化情况，就地人员每半小时巡视盘车运行状态，确认盘车运行电流在正常范围之内。如发现运行情况异常，如盘车电流发生大幅度波动或者有明显振动和异音，应立即报告值长，要求调试单位、浙电人员、设备部进行检查，并严密监视运行，采取有效措施，通知工程部、安监室、安质部的部门主管。为了对盘车误跳闸事故进行预控，值长应对值内人员事先进行紧急情况下手动投入盘车装置的培训，经培训合格，确定4个人作为紧急情况确保盘车能顺利投入的人员。联系浙电值班人员和设备部人员，确认浙电、设备部人员和盘车专用工具，强制盘车工具已随时准备好，合理安排人员，为随时投入盘车做好充分准备。机组打闸停机时，运行人员应密切关注汽机的转速下降情况，并随时做好投入盘车的思想准备。值内应准备2把“F型”大扳手，放在值内固定地方，为投盘车时紧急使用。当盘车在运行过程中跳闸时，自动啮合不上时，运行值长应立即组织人员到现场将盘车切至“就地”方式启动，如就地盘车也啮合不上，应使用专用工具，或者采用“F型”扳手加力啮合，检修、浙电人员应在现场协助解决，确保盘车啮合成功。机组跳闸后，如盘车虽经多方努力仍未能啮合，为防止大轴弯曲事故的发生，必须做好各种盘车方式的准备，并汇报工程部、安质部、安监室各部门主任。关闭所有进凝汽器的疏水门，汽轮机进行闷缸，严密监控汽缸上下壁、左右壁温差、大轴偏心率的变化，防止汽轮机进冷汽、冷水。盘车在热态工况停运后，如持续时间超过十五分钟以上，重新启动时，应重新连续盘车四小时以上。如盘车停止持续时间在十五分钟内，应重新连续盘车一小时以上，确认汽轮机各机械参数（偏心率、差胀、高、中压缸上下壁、左右壁温差）满足冲转要求条件，在部门领导同意下，锅炉重新点火，在蒸汽参数与汽机缸温匹配合格的情况下，重新冲转汽轮机。如汽轮机无法达到冲转条件，当值值长应立即通知浙火人员配合，根据东汽厂盘车曲线的要求进行人工强行盘车。强行盘车期间，运行人员应密切监视大轴偏心率、上下缸温差等参数变化，并采取针对性措施。附录：汽轮机盘车曲线海门电厂运行部汽机专业2009-06-06防止定冷水流量低引发跳机的技术措施目前定冷水系统补水的运行状况存在一系列的问题，如凝结水补水管路因水质原因无法投入、定冷水箱水位无法自动控制、除盐水补水压力太低、定冷水箱就地翻板式水位计可能存卡涩现象。运行人员应在定冷水箱水位控制上加以严格控制。鉴于目前而带来的一系列问题，运行人员在对定冷水箱进行手动排补（无论用凝结水补水还是用除盐水补水）时，均应注意下列问题：应在现场派专人监视定冷水箱水位和定冷水箱顶部的压力，严禁将定冷水箱补水手动门或水箱放水门开启后现场无人监视。手动补水时，CRT上专项监视发电机定冷水进口水压及其流量，发现发电机定冷水进口水压或流量有异常变化时、或者长时间补水后水位没有变化，应仔细确认后再进行操作，第一要防止定冷水箱无水而导致定冷水流量低跳机，第二要防止定冷水系统超压，同时主值应认真作好每次排补时的记录。如用化学除盐水手动补水时，水位无法上升时，应检查补水管路是否畅通，凝补水箱水位是否太低，定子水箱压力是否过大，化学除盐水泵是否运行，必要时启动一台化学除盐水泵进行升压补水。3、机组正常运行时，应将定冷水流量与压力作为常规监视参数（趋势画面）来进行监视。4、建议在定冷水箱翻板式水位计下部和上部应分别安装放水门和排气门，以便于机组正常运行时运行人员通过放水来检查翻板式水位计是否有卡涩情况；运行部汽机专业2009.06.09.机组停机反事故措施发电机解列后注意事项：发电机解列后，注意汽机转速不应上升。当转速超过3300r/min，若电超速或飞环不动作，应立即手动打闸停机，严禁汽轮机转速超过3300r/min运行。汽机打闸，应检查确认高中压主汽门、调门、各级抽汽逆止阀关闭，V.V阀开启，汽轮机转速连续下降；汽机打闸，应确认中、低压本体疏水门开启，主汽门前疏水阀关闭。转速2500r/min，检查顶轴油泵自启动，顶轴油母管压力及各轴承顶轴油压力正常。注意润滑油压力、温度正常；转速下降过程中，注意倾听机内声音，特别注意临界转速附近汽轮机的振动情况，如振动急剧增加，汽缸内产生尖利刺耳声音，应及时开启真空破坏门，破坏真空停机。转速到零后，投入盘车装置，记录汽机惰走时间、大轴弯曲、盘车电流等参数，高压内上缸温度降到150℃凝汽器真空到-30KPa，疏水关闭后，即可停运轴封系统，太晚可能造成低压缸防爆膜破坏；正常停机打闸后，应检查有功功率为0或逆功率后再解列发电机或通过逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列！！停机后应立即投入盘车。如发现电流大于正常值或波动太大，应立即汇报，并改为间断盘车，直轴后才能投入连续盘车。一般采用闷缸的办法减少上下温差，按东汽厂提供的盘车要求进行盘车（附录表格）。严禁在盘车困难的情况下强行盘车。在机组启停过程中，要准时按要求作好《汽轮机启停专项记录表》的各项参数记录，确认本次启动结束或停运结束后，方可停止记录启停参数。锅炉熄火或机组甩负荷后应立即切断主再热蒸汽减温水，并对再热器、高旁的减温水阀门进行检查，确保各减温水阀门关闭严密，防止汽缸进冷汽冷水。热态停机后，如因检查的需要必须停止盘车运行时，要做好记录并定期进行180°盘车，检修结束后尽快投入连续盘车，并加强对大轴晃动度的监视，使之恢复到正常值。停机后或汽缸强制冷却过程中应认真监视凝汽器、除氧器的水位，防止凝汽器或除氧器满水使冷水进入汽轮机造成汽轮机大轴弯曲。汽机停机过程，主、再热蒸汽温度、蒸汽压力、机组负荷停机控制参数应严格参考机组的停机曲线要求。海门电厂运行部2009-6-汽机启动过程的反事故措施汽轮机预启动前暖缸和暖阀过程应注意的事项：汽缸金属温升率必须符合规定且升温平稳，如升温不稳定应分析汽缸是否有积水，并进行相应处理，高压缸第一级内外壁金属升温率不得超过50℃/h；暖缸时高压缸内的压力应在0.39MPa～0.49MPa，不得超过0.7MPa；暖缸过程中，通过调整预暖阀、导汽管疏水阀的开度来调整金属温升率。经常检查冷再疏水袋水位，检查上下缸温差、高压缸内外壁温差符合要求，应控制汽轮机高、中压内缸上、下温差＜35℃和外缸上、下温差＜50应监视盘车运转情况及汽缸膨胀、差胀及转子偏心度指示正常，高压缸预暖期间如出现盘车跳闸，应立即停止预暖。调门室的预暖须在高压缸预暖结束后进行。调门室的预暖蒸汽来自主蒸汽，温度应大于271℃。调门预暖应使调门室内外壁金属温度均上升到180℃以上，且内外壁温差低于50℃。。汽机首次冲转前应重点确认：盘车运行正常且连续盘车时间在4小时以上，大轴晃动度符合要求（不得超过原始值的0.02mm）；汽轮机冲转之前，必须投入汽轮机各项热工保护并做好记录。汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还处于惰走阶段但转速不在临界转速区域内，严禁汽轮机在临界转速区域冲转升速。汽轮机挂闸前应确认高、中压主汽门，高、中压调门、各抽汽逆止门在全关位置。冲转时主蒸汽温度高于调节级金属温度30～100℃，蒸汽过热度应至少＞50℃。冷态冲转蒸汽温度为415蒸汽温度与阀体温度，缸体金属温度相匹配，主、再热蒸汽温度至少有56℃以上的过热度，供汽温度高出汽轮机金属内表面约42℃。对于冷态，其冲转参考参数为：主汽压9.7MPa，主汽温凝汽器真空应控制在86.7kPa以上。润滑油压0.137MPa以上，润滑油温控制在40～45℃；抗燃油压11.2MPA、油温正常45-50℃汽水品质化验合格：主蒸汽品质合格Fe≤50μg/kg、Na≤20μg/kg、SiO2≤30μg/kg、电导率≤0.5μs/cm主、再热蒸汽、旁路及抽汽系统各管道疏水阀、各汽门、汽机本体疏水阀及其相关的手动疏水阀均已打开；汽轮机高、中压内缸上、下温差＜35℃和外缸上、下温差＜50机组启动过程中，发现振动异常应立即降低转速，并加强暖机，正常后可以继续升速。否则应转为连续盘车，且不少于4小时，并全面检查分析原因，符合条件后才能再次冲转，严禁盲目再次启动。汽轮机启动前要根据汽缸的温度和汽缸与大轴的温差关系来确定匹配的轴封汽源，热态启动时应先向轴封送汽后抽真空，轴封系统投入前要充分疏水。汽轮机冲转时应充分疏水，在机组启停过程中，应特别注意监视汽轮机的振动、差胀、轴向位移、汽缸左右膨胀、汽缸上下缸左右温差、上下温差，发现异常应及时汇报并进行相应的分析处理，避免动静碰磨引起大轴弯曲。汽轮机升速在80%～85%高、中压转子一阶临界转速时，应确认轴系振动正常，如果发现异常振动，应打闸停机直至盘车状态。汽机升负荷过程中应着重注意：升负荷过程中，应检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、汽缸上下壁温差、EH油压、汽轮发电机组的轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压等各项参数在正常范围之内。汽轮机升负荷过程中，应在就地仔细倾听机组摩擦声音，若发现异常，需停机查明原因。升负荷过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、闭式水箱、定子冷却水箱水位正常，各油箱油位正常，油温符合要求。机组升负荷过程中，密切监视发电机内氢压及氢气纯度的变化，及时对发电机补充氢气汽机冲转启动直至带满负荷时，主、再热蒸汽温度、蒸汽压力、机组负荷启动控制参数应严格参考机组的启动曲线。机组启动过程应重点注意：机组启动和低负荷时不得投入再热器减温水，以防再热器减温水进入高压缸内造成大轴弯曲。减温器喷水投入时，应先开电动隔离门，然后再投入调门，以减少对隔离门的冲刷。当主蒸汽温度过热度较低时，调门的大幅度摆动有可能引起汽轮机一定程度的水冲击，此时应严密监视机组的振动、差胀和轴向位移等数值的变化情况，发现异常应立即打闸停机。机组正常运行中，主再热蒸汽温度在10分钟内下降超过50℃汽轮机上下缸温差、法兰内外壁温差、左右法兰温差超过规程规定值应立即打闸停机。差胀超过允许值应立即打闸停机。主机断叶片或内部有明显金属磨擦声应立即打闸停机。在机组启停过程中，要准时按要求作好《汽轮机启停专项记录表》的各项参数记录，确认本次启动结束或停运结束后，方可停止记录启停参数。锅炉熄火或机组甩负荷后应立即切断主再热蒸汽减温水，并对再热器、高旁的减温水阀门进行检查，确保各减温水阀门关闭严密，防止汽缸进冷汽冷水。海门电厂运行部2009-6-11循环水系统反事故措施（第二版）在1号机组当前二台循泵运行、一台检修的情况下、2号机组168运行过程中，确保循环水系统的安全运行非常重要，运行人员应根据循泵设备状况，选择最安全的运行方式，并严格执行以下反事故措施。一、正常运行时检查：每班检查循泵出口门油压（14.5～17.0MPa）、顶部油箱油位（1/2--2/3油位）和出口门开度指示（＞90度）正常。每班检查循泵闭冷水进口压力正常（0.35～0.38MPa），否则应进行调整。每班检查三台循泵出口阀门就地控制箱电源指示正常。主控室监盘人员每班检查一次备用循泵是否在备用状态。应每二小时一次对循环水泵进水池进行巡视检查，如发现循环水池前池拦污栅、一次滤网堵满脏物，应立即报告值长，通知有关单位加强对循环水前池、一次滤网、一次滤网冲洗坑、沟的清污力度。启动循环水泵前，运行人员应确认下轴承密封水电磁阀已经打开，下轴承有水润滑冷却，循泵启动后，就地巡检应确认泵体排空气门已经过排气并且排气完毕，才能离开。暴雨天气、循泵出口逆止门管道处大量漏海水情况，可能会造成水淹出口逆止门泵坑事故，从而造成出口逆止门无法正常工作。当出现此情况，立即全部启动泵坑排污泵，确认漏点位置。若漏点在循泵出口门前，如有备用泵运行时，应立即切换循泵运行；否则应设法堵漏；若漏点在循泵出口母管上，立即设法堵漏。并通知设备部、工程部、监理单位、电建，增设启动备用潜水泵进行排水工作，确保出口逆止门控制箱不被水淹。运行人员在暴雨天气要加强对循泵出口逆止门泵坑水位的监视和巡视，及时发现泵坑突然大量漏水等事故的发生。当发现循环水压力降低，及时关小凝汽器循环水出口电动门，或及时启动备用泵，尽量维持循环水压，以确保闭冷水温、凝汽器真空和真空泵冷却水量。二、值班员发现循泵跳闸，应按以下顺序进行事故处理：二台循环运行、一台备用情况时的处理： 立即检查跳闸泵出口门已关闭。检查备用泵已启动，其出口门已开启。若跳闸泵出口门未自动关或者集控CRT关不下，立即至就地控制箱手动关下。当备用泵合闸不成功时，应待跳闸泵出口门关闭后，并确认电气无主保护动作信号后再抢合一次跳闸泵。如备用泵和跳闸泵都无法启动成功，机组只有一台循环水泵运行时，应根据真空的下降情况机组立即降负荷运行，负荷稳定后保证真空在合适的范围之内，并立即通知有关人员处理故障循泵，争取第一时间投入备用泵运行。二台循环运行、一台检修时的处理（当前运行方式）：立即检查跳闸泵出口门已关闭。若跳闸泵出口门未自动关或者集控CRT关不下，立即至就地控制箱手动关下。当跳闸循泵出口门关闭（或小于20%）后，抢合一次跳闸泵。如跳闸泵抢合不成功，机组只有一台循泵运行时，必须尽最大速度将负荷降低到600MW左右，负荷稳定后保证凝汽器压力在合适的范围（小于-90KPa），如凝汽器压力大于-90KPa，机组应继续降负荷到合适值。只有一台循泵运行后，应及时关小凝汽器循环水出口电动门，保证凝汽器进口压力不小于50Kpa（确保闭冷器的工作）。应注意闭冷水温度的变化以及真空泵运行工况。如闭冷水温持续上升，应适当提高凝汽器循环水进口压力。只有一台循泵运行时的处理：如机组在没有备用泵（另二台检修状态）、只有一台循环水泵运行的情况下，如运行泵跳闸，运行人员应确认电气无主保护动作信号、跳闸泵出口门已关闭后抢合一次跳闸泵，尽量避免本机组低真空跳机。运行人员应注意：若任一跳闸泵出口门不能自动和手动关闭，机组极大可能发生低真空跳机。如机组因循环水泵全部失去造成跳机，为避免事故扩大，循环水中断后注意立即切断主再热蒸汽管道、高旁前后、各段抽汽逆止门前等到凝汽器的所有疏水电动门、手动门，全开低压缸喷水调门、凝汽器水幕喷水调门、高旁二级喷水调门。防止低压缸压力过高、排汽温度高从而造成安全膜冲破。当循环水中断后重新启动循环水泵运行时，应先将凝汽器循环水出口电动门全开，进口电动门关小至10～25%。防止启动循泵时对凝汽器造成冲击而将事故扩大。华能海门电厂运行部2009年09月15日油氢差压调节器退出运行时的反事故措施为确保油氢差压调节器退出运行时密封油系统和机组的运行安全，特制定如下安全技术措施：差压调节器因故需退出运行时，应由值长确认并发出退出命令。退出差压调节器时应先将其进口手动门缓缓关下来，严密监视调节器后油压，当油压开始下降时，再缓慢开启调节器的旁路手动门，维持调节器后油氢差压基本稳定在0.056-0.076MPa左右，这样一边关进口门一边开旁路门直至将进口门全关为止。全关进口门后，直接将其出口门全关。若因调节器故障需退出运行，不可采用一边开旁路手动门，调节器一边自动关小的方法进行退出操作，否则，可能会引起密封油压大幅度波动而带来不必要的异常甚至故障发生；当退出调节器后采用旁路手动控制油氢差压的最初30分钟内，就地应排专人监视调节器后油压稳定，油氢差压维持在0.05MPa左右且稳定，之后根据油压稳定情况决定间断定时检查油压及差压变化情况，但时间间隔不得少于1个小时检查一次；采用旁路控制油氢差压期间，应在集控CRT上用趋势图连续监视调节器前的母管压力稳定且无任何变化，一旦发现该压力有一点点异常变化，应立即至就地进行检查并加强就地的监视。退出或重新投入差压调节器时的操作，主值应严把关，防止操作失误。海门电厂运行部2009年6月05日机组厂用电失去的技术措施机组厂用电失去后，应立即确认主机、小机直流油泵、直流密封油泵均已启动，否则手动启动。并检查主机润滑油压、油氢差压正常。如直流密封油泵无法启动，或保安段电源在1小时内无法恢复，发电机应立即进行紧急排氢。立即手动开启凝汽器真空破坏门，关闭所有至凝汽器所有疏水，如果疏水门无法关闭，应派人至就地关严。确保轴封供汽压力正常，在启动过程中，如压力无法保持，可稍微开启主蒸汽轴封供汽，并关闭轴封减温喷水调节门和手动隔离门，防止轴封进水。机组在高负荷失去厂用电时，主蒸汽温度太高，凝泵跳闸，没有减温水，低温轴封温度太高，不宜采用主蒸汽供轴封，应立即破坏真空停机。检查确认所有循环水泵出口液控阀确已关闭，否则手动关闭。当电气恢复保安段电源后，立即进行下列工作：立即启动主机MSP、TOP油泵、顶轴油泵、交流密封油泵、小机交流油泵，检查运行正常，停运有关直流设备。关闭所有至凝汽器所有疏水门。投入各辅助设备润滑油系统，检查运行正常。关闭汽泵、电泵出口门，检查泵不倒转。检查确认高中压主调汽门、各抽汽逆止门已关闭，关闭有关电动门，检查VV阀关闭。密切关注主机转速至零后，投入盘车运行，如在投盘车前转子已静止，应先手动翻转转子180O直轴后再投入连续盘车，否则按盘车曲线手动盘车。投入小机盘车。若低压缸排汽温度大于50℃，应先启动凝泵，启动一台真空泵，保持凝汽器-20kPa的微真空，若循环水全失去，待排汽温度小于50海门电厂运行部2009-6-11关于汽轮机冲转时缸温匹配的规定当前在汽轮机在冲转前，对于主汽温和缸体温度的匹配问题应引起运行人员足够重视，主蒸汽与高压缸调节级的温度匹配问题在汽轮机手动冲转过程中，是指导运行人员对汽机升速率、目标转速，目标转速持续运行时间设定的依据，运行人员应重点明确此曲线的重大意义，若不按此匹配曲线操作，汽轮机可能造成极大损坏。运行人员在冲转过程中，应反复确认汽机升速率、目标转速，目标转速保持持续运行时间与匹配曲线是否有不符合之处，对于不符合主汽温和缸体温度匹配曲线的冲转操作命令，运行人员应拒绝执行。附录主汽温和缸体温度匹配曲线。海门电厂运行部汽机专业2009-6-8附录主汽温和缸体温度匹配曲线：关于凝结水泵进口滤网清理的操作措施如果凝结水泵进出口存在不严现象，机组运行中清理凝结水泵进口滤网极易造成凝结水入口管道漏空，从而使运行中的凝结水泵不出力或泵体异常。正常运行时,运行人员严密监视凝结水泵进口滤网差压指示正常（小于3kPa），发现超限应及时切换备用泵，联系检修清理。在清理凝结水泵进口滤网时应执行如下措施：1、凝泵停用后关闭进、出口门，就地检查确已关闭。2、关闭凝泵出口放气门、泵体放气门。3、保持凝泵机械密封水门常开，推力轴承冷却水常开。4、稍开凝泵进口滤网底部放水门，检查是否正压，如果是正压，关闭此门，保持凝泵进口滤网充满水且稍微溢流，作为凝泵入口门水封。这时才允许检修人员解体凝泵进口滤网上端盖。5、若凝泵进口滤网放水门往里吸空气，说明为里面为真空状态，则开启凝泵出口电动门5～10%，对凝泵进口滤网进行反向注水直至正压，保持凝泵进口滤网充满水，关闭凝泵进口滤网底部放水门，确保凝泵入口门有良好水封。6、严禁检修人员擅自开启凝泵进口滤网底部放水门排水，若解体凝泵进口滤网上端盖时漏水较多，必须由运行人员调整，确保凝泵入口门有良好水封。7、在检修人员解体凝泵进口滤网上端盖时，运行人员必须严密监视运行凝泵出口压力、电流，以及凝汽器真空在正常状态,否则，检修人员迅速恢复凝泵进口滤网为正常状态，然后查找分析原因。海门电厂运行部2009/6/1防止启动过程中高压外缸上下温差大的技术措施针对我厂1、2号机组冷态启动过程都出现高压外缸上下温差超限的情况，特下发如下措施,要求运行人员严格执行。一、产生高压外缸上下壁温差大的原因主要有以下四个方面：（1）高压外缸没有设置疏水点和疏水阀（重要原因）。东汽本体设计问题，在高压缸温度水平较低的下用辅助蒸汽进行暖缸，造成蒸汽凝结积聚在高压外缸下部，因高压外缸下部有凹形窝且没有疏水点，导致预暖结束后饱和水的积聚，一旦预暖结束VV阀开启或汽机冲转瞬间，高压缸内压力快速下降，饱和水迅速蒸发，吸收汽化潜热，使外缸下壁金属温度急剧下降，从而造成高压外缸上下壁温差突然变大。（2）高压缸预暖结束后VV阀自动开启在东汽厂提供的VV阀逻辑中，预暖结束后VV阀打开，VV阀位于汽机4号主汽调门后，因我厂没有设置高排逆止阀，锅炉再热器系统与高压缸内是相连的，在高压缸进行预暖过程中，因预暖蒸汽从高排处进入，故在预暖阀开启的时候，锅炉再热器的低温蒸汽无法进入高压缸，从而对高压缸壁温影响不大，但在预暖结束后，如泄压时间不够，因预暖阀关闭，VV阀开启，再热器管道中积存的低温蒸汽（如温度太低时有可能是汽水二相流）通过高排从再热器倒流进入到高压缸中,从而造成上下温差变大。（2）锅炉再热蒸汽温度太低，对高压缸下壁温的快速下有一定的影响。当汽轮机处于预暖状态时，再热器与预暖蒸汽压力一样，但一般锅炉再热器出口温度比预暖蒸汽温度温度要低100℃左右，当预暖结束自动开启VV阀进行泄压时，低温蒸汽经过汽轮机高压缸排汽口VV阀位于汽机4号主汽调门后，4号主汽调门蒸汽出口进入高压缸双流调节级配汽进汽口的B侧下半部分，从而使高压缸内蒸汽流动部分主要为下缸部分的蒸汽，下缸金属冷却效果显著，下缸金属壁温也下降很快。而其它调门处于关闭状态，高压缸上部蒸汽流动量很小，上壁金属基本不受冷却作用，故上壁温基本保持不变。（3）锅炉再热器疏水、冷再疏水管道疏水堵塞或不畅、或者预暖过程、闷缸过程疏水时间不足。（5）高压缸预暖完成后，泄压时间不足，降压速度太快。二、如机组冷态启动过程中高压外缸出现上下温差超限（大于42℃通过热工人员强制关闭VV阀（或者直接开启预暖调节门，开度大于5%），控制减小锅炉再热器中低温蒸汽的回流量。检查确认再热器系统各疏水门、主调汽门阀体、高压缸本体各疏水门并开启，进行充分疏水。锅炉通过高旁或燃烧强度调整，升高主汽压力至运行说明书推荐值9.7MPa，维持主汽温在420-450℃加强锅炉燃烧调整，并逐渐提高再热汽温度。三、为防止冷态启动过程中出现高压外缸上下温差超限的情况，运行人员重点关注下列几点：（1）冷态启动过程中，高压缸预暖时要注意对锅炉再热器受热面各段、汽机冷再管道、主再热汽主汽门、调门进行充分疏水，高压缸预暖后期闷缸阶段也必须加强疏水的排放，时间至少保持在30分钟以上，且压力持续下降到0.1MPa以下，才开始开启VV阀泄压。（2）冷态启动过程中，必须严格按照东汽厂提供的冲转蒸汽参数匹配方案进行主、再热蒸汽参数的控制，并执行冲转前检查操作票，不符合冲转条件，应禁止汽轮机冲转。运行部在6月9日已下发了《关于汽轮机冲转时缸温匹配的规定》、《主蒸汽和再热汽温差控制图》，启动过程中必须参考执行。（3）建议在高压外缸下部增设疏水点和疏水阀。（必须通过技术整改实现）（4）建议在集控CRT上增加一个VV阀操作“关”的操作界面，运行人员在紧急情况下可以手动操作关闭（注意：该界面不能操作VV阀“开”）。（5）汽机冲转后尽快升高再热器出口温度，尽量控制与主汽温接近，以防止中压缸过度收缩。（6）在汽机冲转过程中，汽机、锅炉的操作人员应加强密切配合，共同控制好冲转蒸汽参数。（7）冲转过程中，高旁应保持一定的裕度（一般开度50-60%），且尽量投入压力自动方式，以便能最大限度保证蒸汽参数的稳定。运行部汽机专业2009-7-甩负荷试验过程中的安全注意事项本措施只涉及到试验中必须注意的安全措施，海门电厂机组运行安全措施包括二十五项反措中防止汽机超速、防止汽轮机进水事故必须认真执行。甩负荷处理应力求迅速准确，确保安全。试验期间，现场人员随时听取各方面有关机组运行的安全情况，当机组发生下列异常时，应立即在机头或主控打闸停机。汽机转速达到3300r／min动作转速。调速系统摆动无法维持机组空转。汽轮发电机组振动超过规定值。汽轮发电机组轴瓦温度超限。主汽温度及再热汽温度下降超过规定值。发电机失去密封油。汽机差胀、轴位、上下缸温差、真空、高压缸排汽及低压缸排汽温度超限。汽机第一级温度比甩负荷前突降100℃。发电机灭磁开关提前于主开关动作。发生下列情况，在遮断汽机时还应破坏真空以确保机组安全。机组发生强烈振动或摩擦。机组超速跳闸后转速仍不下降。因轴瓦断油或瓦温过高而停机。运行人员在试验过程中还着重注意下列事项：调节系统动态过程应迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行（甩50％额定负荷后转速超调量应不大于5％，否则将不可进行甩100％额定负荷试验；甩100％额定负荷后，最高飞升转速不应使电超速（3300r／min）动作。旁路开启后运行人员应注意凝汽器真空的变化，并同时注意排汽缸温度变化。严格控制轴封温度和轴封压力在正常的范围之内。甩负荷前，润滑油温控制在40~45℃。对监护人员进行明确具体分工。分别监视高、中压主汽门及调门的动作情况、机组振动、差胀、轴向位移、轴承温度及回油温度、凝汽器真空、润滑油压及其油温、主、再热参数变化等。真空破坏门、主汽门、调门及抽汽电动门等关键部位应有人监视，以便事故处理分析。停机后，机组转速如不能正常下降，立即采取一切措施切断汽源、包括立刻停运抗燃油泵。涉及安全方面的自动系统要布置专人负责，当自动失灵时，立即干预。旁路开启后，检查旁路管道有无振动现象。开启本体及主蒸汽、再热蒸汽管道近汽机侧的疏水阀，当确认有水倒入缸内(汽缸温度快速下降)，应立即停机。注意调整给水量，严防汽温突降。注意过热器减温水的调节，防止甩负荷时汽温突降。海门电厂运行部2009-7-保电期间汽机安全运行措施机组处于保电期间，为确保机组的正常稳定运行，汽机专业特制定如下措施：临时措施加强重要6KV辅机（如循环水泵、凝结水泵、汽泵、闭冷水泵等）的巡视和检查，发现异常及时汇报处理。因4瓦轴承有损伤，轴瓦温度一直居高不下（102度），要做好充分的安全考虑，加强润滑油系统的巡视检查，各轴瓦温度、振动的监视，定期进行润滑油泵试转或低油压联动试验等。对于可能影响机组安全运行的重大操作或切换，暂缓执行。暂停的定期试验和切换项目有：抽汽逆止门定期活动试验真空严密性试验高压主调汽门全程上下活动试验中压主调汽门全程上下活动试验飞环注油模拟动作试验备用抗燃油泵低油压联动试验恢复暂停执行的定期试验项目待部门重新通知。典型异常工况的处理运行人员应做好4号瓦在正常运行情况下突然工作状况恶化的事故预想，请认真学习《应对1号机4号瓦温异常的运行措施》。正常运行过程中应加强各轴承温度的监视，做好记录，控制参数如下所示：1-4号轴承正常运行瓦温应保持在95℃以下，运行极限值为115℃。启动运行极限值控制在5-8号、11号轴承瓦温正常运行应保持在85℃以下，运行极限值为1079-10号轴承瓦温正常运行应保持在80℃以下，运行极限值为90推力轴承正常运行温度为85℃以下，运行极限值为107各轴承回油温度应保持在75℃运行人员要做好各种事故预想，如重要6kv辅机（如循环水泵、凝结水泵、汽泵、闭冷水泵等）跳闸、协调工况异常、给水自动异常、电气故障等危险工况的紧急处理方法，请认真学习《确保1号机组安全运行的技术措施》中有关事故处理的原则及方法。运行部汽机专业2009年8月16日氢气系统操作的补充说明为确保氢气系统在安全、稳定地运行，在原《发电机氢气系统运行的技术措施》基础上，补充如下措施，要求运行人员严格执行。氢气系统运行过程中要随时监视氢气纯度值，如纯度低98%，应及时进行氢气排补，使氢气纯度保持在98%以上。排补氢前后要把前后时间及各项参数记录在登记本中,并计算漏氢率。如当天没有排补氢工作，在白班交班前也要做好漏氢率的计算，并记录在登记本上。正常运行中，如氢气纯度不合格，需要进行排补时，不能采用紧急排氢方式，应开启密封油扩大槽励端排空管路排污门S-78、密封油扩大槽汽端排空管路排污门S-79，然后开启氢气控制排后补氢手动门进行补氢，期间一定要注意保持发电机内氢压的稳定，在采用定排定补方式进行排补时，其氢压波动量一般不超过0.03MPa。氢气系统的阀门禁止采用任何钩手操作，必须用手操作，轻开轻闭，防止阀门密封垫压坏造成漏氢。如在操作过程中出现卡涩不动，应立即通知检修处理。在用氢气置换CO2时，在氢压低于0.04MPa时，应注意监视浮子油箱旁路观察窗的油流变化，确保氢侧回油扩大槽回油畅通，防止满油的发生，当氢压大于0.04MPa时，应根据浮子油箱旁路油流情况，逐渐投入浮子油箱主路运行，并监视浮子油箱油位正常、浮子阀调节可靠，要防止氢侧回油扩大槽油位下降太快，出现跑氢事故。一般情况下，禁止开启浮子油箱至真空油箱排油门来调整浮子油箱的油位。在排氢置换操作时，在氢压低于0.05MPa时，注意监视浮子油箱油位的变化，逐渐投入浮子油箱旁路运行，并隔离浮子油箱。发电机充氢运行时，氢气干燥器和油水分离器必须投入运行。当汽机在盘车情况下充氢运行（氢气纯度合格）时，应先启动氢气循环风机，然后投入氢气干燥器运行。当汽机3000RPM定速时，应停止循环风机运行，靠发电机内风压差进行循环。发电机用CO2置换空气时，从经济和速度二方面考虑，在CO2纯度为65%以下一般采用连排连补的方式，在此过程同时进行各死角的排放，在CO2纯度为65%以上时，采用定排定补的方式，充压至30-40KPA，然后静置之度25分钟，再排放。发电机用H2置换CO2时，从经济和速度二方面考虑，在H2纯度为80%以下一般采用连排连补的方式，在H2纯度为80%以上时，采用定排定补的方式，充压至30-40KPA，然后静置25分钟，再排放，整个过程密封油扩大槽排空管路排污门S-78、S-79处于开启状态，直到氢气纯度合格。海门电厂运行部2009/6/182号机一次滤网冲洗水泵的运行注意事项(第二版)目前2号机循环水一次滤网冲洗水泵安装完毕，当前运行人员在运行过程中，必须注意以下几点：循环水泵低水位跳闸保护值为5000mm.。运行方面应严格遵守冲洗水泵厂家的要求，在冲洗水泵启动后通过出口手动门将出口压力调整至额定压力0.5MPa，额定电流85A。海水低潮位时应对运行循环水泵、冲洗水泵加强检查，防止泵入口汽蚀。定期对运行冲洗水泵进行检查，如发现泵体振动过大或抽不出水，应立即启动备用泵，停运故障泵。运行人员应定期对循环水泵进水池进行巡视检查，如确定循环水池或一次滤网、冲洗水泵的吸入口堵满脏物，应立即报告值长并通知有关单位加强对循环水前池的清污力度。海门电厂运行部2009-防止及提前发现氢气泄漏的安全措施8月19日和30日海门电厂2号机组相继发生励端密封瓦大量漏氢、中性点CT套管大量漏氢的事件，为避免类似事件的再次发生，防止及提前发现氢气的泄漏，运行单位应采取下列的措施：一、设计上整改措施1、发电机中性点CT套管加装测温点。2、增加发电机中性点CT套管箱体底部位置积油情况的监测，并报警。（运行已提交发电机中性点CT套管箱体底部排污门的整改联系单）。3、做好密封油空侧和氢侧回油油量的检测（安排在机组盘车、3000RPM定速未并网时执行）。4、增加油氢差压高低、限报警。（运行已提交整改联系单）。5、增加油氢差压不正常增大的报警，已便能及早发现发电机漏氢或密封瓦工作异常。（运行已提交整改联系单）。6、增加密封油油泵电流变化大的报警信号（运行已提交整改联系单）。7、油氢差压调阀二个取样管加装直径为1.6，1.2mm的节流孔板。（广火已安装）二、控制发电机油、氢差压在正常范围的技术措施。发电机油、氢差压严格控制在0.036-0.076MPa之间，以集控CRT上压差表计为准。（因取样管原因，就地油氢压差表显示数值比CRT表要高20KPA）正常运行过程中要密切关注油氢差压的变化，如有异常，分析是何原因引起，并采取对策。差压调节器因故需退出运行时，应由值长确认并发出退出命令，退出或重新投入差压调节器时的操作，主值应严把关，防止操作失误。机组运行过程中，油氢差压调节器不得随意调整改动。退出差压调节器时应先将其进口手动门缓缓关下来，严密监视调节器后油压，当油压开始下降时，再缓慢开启调节器的旁路手动门，维持调节器后油氢差压基本稳定在0.056-0.066MPa左右，这样一边关进口门一边开旁路门直至将进口门全关为止。不可采用一边开旁路手动门，调节器一边自动关小的方法进行退出操作，否则，可能会引起密封油压大幅度波动而带来不必要的异常甚至故障发生；采用旁路控制油氢差压期间，应在集控CRT上用趋势图连续监视调节器前的母管压力稳定且无任何变化，一旦发现该压力有一点点异常变化，应立即至就地进行检查并加强就地的监视。三、发电机漏氢时的处理措施:发现漏氢量增大时,首先要做出明确的判断,监盘人员要调出CRT上氢压、油氢压差、发电机9/10号瓦的振动，密封油泵电流的变化趋势，同时派出有丰富经验的运行人员到现场进行测氢、重点为发电机底部区域、发电机出线罩、发电机汽端、励端回油、发电机端盖、密封油抽油烟机排出口、润滑油抽油烟机排出口等关键部位。下一步再按照运行部《发电机氢气系统查漏检查操作票》进行氢气系统阀门、管路的全面查漏。确定氢气漏点位置后，应按下列方法处理：氢气系统泄漏，首先应做好现场防火、防爆的安全措施，如氢气泄漏到厂房内，应立即开启有关区域门窗，加强通风换气，禁止一切动火工作。加强对氢气纯度、下降速度及发电机铁芯、线圈温度的监视。如密封油中断无法恢复，应紧急停机并进行紧急置换排氢。密封油压低，无法维持正常油氢差压时，应设法将其调整至正常或启动备用泵，若密封油压无法提高，则降低氢压运行。如误开氢气排污门或排氢阀未关严，应立即纠正误操作，同时补氢至正常氢压。如氢气管道破裂、阀门法兰、发电机各测量引线处泄漏等引起漏氢，在不影响机组正常运行的前提下设法处理，如不能处理时申请停机处理。当发现发电机氢压维持不了时，应根据定子铁芯温度情况，马上降低机组负荷运行，随着负荷的下降速度，发电机也逐渐降低氢压运行，第一阶段负荷应降低到0.4MPA左右，对应负荷为500MW。第二阶段负荷应降低到0.3MPA左右，对应负荷为300-350MW。第三阶段负荷应降低到0.1MPA左右，对应负荷为50MW。然后再根据现场漏氢情况考虑下一步的处理。 运行部汽机专业2009-9-防止2号机组发生汽流激振的措施2号机在8月27日19：01分，在950MW负荷稳定后开始升至1000MW过程中，发生汽流激振，当时1瓦振动最高（X/Y227/188），2瓦振动（X/Y147/159），机组被迫打闸。为防止在下次启动时再次发生汽流激振，决定采取下列运行措施：严格控制锅炉主给水流量不超限，控制主给水流量不大于3000T/H。加负荷过程中，如给水流量大于2500T/H时，应逐渐将蒸汽参数调整至额定值。主汽参数：25MPA，600℃~再热汽参数：600℃~润滑油温度调整至44-45℃1-4号轴承瓦温运行极限值为110℃（3）当给水流量大于2800T/H时，机组升负荷率调整为2.5MW/MIN。（4）机组运行过程中，严密监视1、2瓦的振动情况，当低频分量大于50um时，应降低负荷、减少流量，使振动下降。当发现振动呈放散趋势时，立即停止加负荷。 当振动大于200um且有上升趋势时，应手动打闸停机。 （5）将阀位限制设定到93.3％，防止4号高调门过分开大。海门电厂运行部2009-1号机四抽至辅汽联箱电动门后逆止门卡涩的应对措施9月20日1号机机辅汽运行方式如下：四抽至辅汽供汽电动门关闭挂牌。1、2号机辅汽联箱联络运行。1号机冷再向辅汽联箱自动供汽。4、1号机除氧器用汽、小机用汽由本机四段抽汽供。此种运行方式因1、2号机辅汽联箱都有备用汽源，且2号机供汽量大为减少，相对较为安全。当前辅汽运行方式下，运行人员应当执行的措施如下：在四抽至辅汽供汽逆止门没有处理好之前，禁止开启四抽至辅汽供汽电动门。1、2号机辅汽联箱联络电动门应保持开启状态。如四抽至辅汽供汽逆止门处理完后进行恢复时，开启四抽至辅汽供汽电动门应缓慢进行，确认辅汽联箱压力变化、四抽压力、及除氧器压力的变化情况，判断逆止门已真正起逆止作用后，才能将该电动门完全开启。确保控制好除氧器和凝汽器的水位在正常位置。（除氧器水位高3值为2710MM，正常运行时应控制除氧器水位在2100-2300MM之间，凝汽器水位在1050-1300MM之间）。运行部2009-9-2汽泵密封水回水切至凝汽器的操作注意事项一、人员分配及联系：三个人，一个人留在汽机15米平台汽泵轴端处，2个人在汽机房0米汽泵密封水回水水封处，注意加强对讲机的沟通。二、操作前准备：就地检查水封各阀门的状态：给水泵多级水封至凝汽器手动门（关闭、用扳手紧）。给水泵多级水封三个排气门（关闭、手紧）；密封水回水至凝汽器水坑手动门（开启）。密封水回水至水封手动门（关闭）。三、操作步骤首先利用凝补水对汽泵密封水回水多级水封进行注水，这个工作需要提前做，一般需要注水1-2个小时；注水时，逐一打开排气门，并在排气孔检查是否倒吸空气或能否连续排水，若没有倒吸，连续排气，直至有连续水流出。经验：上一次注水完毕后，只有1号排气门有连续水流，2号排气门有少量水流，并倒吸空气，真空略有下降（立即关闭）；3号排气门没有水流，吸空气严重，开启后真空下降明显（立即关闭）。检查注水完毕后，一个人上到水封筒的支架上，缓慢开启多级水封回水至凝汽器手动门，保持在2圈左右；此时应与集控人员联系好，严密监视凝汽器真空，以防止真空下降幅度过大。另外一个人逐渐关闭汽泵密封水回水旁路手动门，同时稍开汽泵密封水回水至多级水封手动门，在汽泵密封水回水旁路手动门全关后，注意与15米给水泵附近人员联系，监视密封水是否憋压泄露；一旦泄露，再继续开大汽泵密封水回水至多级水封手动门。在切换过程中，主机真空下降较快，则需要立即快速关闭密封水回水至多级水封手动门，同时开启密封水回水至多级水封旁路手动门。一台切换完毕后，再切换另外一台，具体操作相同。两台给水泵均切换完毕后，在不影响真空的前提下，可稍微再把水封至凝汽器手动门开启一圈左右。四、切换过程注意事项：一般在凝汽器建立真空、机组并网之前、汽泵运行之后，就可以进行汽泵密封水回水切至凝汽器的操作。正常运行过程中的切换操作，一般在负荷低于800MW、给水泵运行状况正常、给水流量稳定的工况下进行。此操作过程开始时一般会造成真空的下降，一般波动幅度为1-2KPa。操作过程中三方（集控、0米、15米）应保持通讯畅通，一旦有异常情况（真实下降过大、汽泵密封水憋压泄露等）出现，应互相提醒，立即采取相应对策。关于真空油泵轴承温度高的通知近日2号机真空油泵轴承温度高，原因有：真空油箱分离器中带水。轴承闭冷水冷却管路布置不合理。结合四值李鹏生的经验，请各值注意：就地巡视时，应检查真空油泵分离油箱油位，并观察其中油有没有带水（通过油位计判断，或稍开分离器排污门排污观察），并进行定期放水。排污时，注意：应该用分离器位置最低的排污门放水，不应该用分离器油位计底部放油门放水。分离油箱油位不应过低。监盘人员要监视真空油箱真空低报警信号有没有发出，一旦发出低报警，表明抽真空系统有异常，应检查真空油泵等的运行情况。闭冷水汽机房联络们关闭对真空泵冷却水能起到加强作用。（真空泵冷却水取点有问题，关闭该电动门能提高冷却水的压差）。若发现真空泵轴承温度高现象，可以对真空泵分离油箱排污一次，能起到很好的冷却效果的作用。运行部2009-10-11应对1号机4、7号瓦温度高的技术措施1号机7瓦温高有如下影响因素：影响7号瓦温度升高的主要因素是机组的负荷，根据以往及最近保电期间低负荷运行的经验，当机组负荷处在400-450MW的区间之内，7号瓦温升一直都处于持续攀升状态，只有将机组负荷升高到550MW以上时，7号瓦温度才能逐渐下降。机组负荷处于450MW时，对7瓦温升的影响最大。机组处于低负荷区间（400-450）运行的时间越长，7号瓦温持续上升的温度就会越高。降低润滑油温度只能短时时使7瓦温度有所降低，原因是略微增加一些对瓦的冷却效果，但无法从根本上改变瓦温的上升趋势。凝汽器真空升高时，会影响到7号轴承的温度升高，但不是决定的因素。提高轴封压力、温度、或者关小凝汽器循环水出口门的开度，对7号轴承的温度基本没什么影响。1号机4瓦温高有如下影响因素：4瓦温度和负荷变化、轴封参数、真空等不存在明显的关系。机组正常运行时，当中压缸胀差值偏高时（大于-2mm时），4瓦温明显偏高，最近二次出现瓦温最高值时的中压缸胀差值分别为-1.95mm，机组正常运行时，当中压缸胀差值偏低时（小于-2.5mm时），4瓦温明显偏低，最近二次出现瓦温最低值时的中压缸胀差值分别为-2.724瓦温度随高、中压缸的胀差变化趋势变化而变化。在一定的范围内，随着高、中压缸胀差的正向增大，其温度也升高。运行注意事项：1号机组尽量保持大于550MW负荷下持续运行。机组负荷在550MW以下运行一般不要超过2小时，在550MW以下运行时，应加强对各瓦瓦温的连续监视，如发现瓦温上升到102℃除非特殊情况下，不要在400-450MW负荷区间内停留运行。中压缸胀差尽量不要在-1.95mm运行部汽机专业2009-10-凝补水泵全停时的注意事项为了降低凝结水含氧量