汽轮发电机组的启动潜在风险与预控措施

汽轮发电机组的启动潜在风险与预控措施汽轮发电机组的启动是指机组由静止（或盘车）状态过渡到正常运行状态的过程，分为冷态启动和热态启动两种。冷态启动的主要程序有：机组启动前检查；公用系统的投入运行（其中包括工业水系统启动、压缩空气系统、厂用辅助蒸汽系统启动）；循环水系统投入运行；开式循环冷却水系统投入运行；闭式循环冷却水系统投入运行；凝结水系统投入运行；汽轮机润滑油系统投入运行；汽轮发电机组氢、油、水系统投入运行；汽轮机盘车装置投入运行；除氧器上水投加热；给水系统投入运行；汽轮机投轴封、抽真空、开疏水；旁路系统投入运行；汽轮发电机组冲转、升速、暖机、定速、并列、带负荷；汽动给水泵组投入运行。热态启动的辅机投运程序与冷态相同，但热态启动时汽轮机的汽缸及转子金属温度较高，启动时与冷态相比其潜在风险更大，应该特别注意。下面就各主要程序的潜在风险及预控措施进行详细分析。1.1循环水系统投入运行1.1.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；打开循环水管道和凝汽器水室放气门；循环水泵轴承冷却及盘根润滑水投入；循环水泵润滑油系统投入；循环水泵启动。【为开式循环水系统项目简述】1.1.2潜在风险1.1.2.1人身伤害方面⑴触电电机电缆破损、接线盒脱落或电机外壳接地不合格，电机外壳带电等，造成人身触电。⑵外力转动部件及异物飞出，被转动机械绞住，电缆头爆破等，造成人身伤害。1.1.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶油位低、油质不合格，造成轴承损坏。⑷循环水泵冷却水压力低或断水，造成轴承或盘根损坏。⑸循环水泵电机反转，造成设备损坏。⑹循环水系统空气没放尽，造成循环水管道和凝汽器振动、水侧端盖密封破坏。1.1.3预控措施1.1.3.1防人身伤害方面的措施⑴防触电检查电机电缆、接线盒是否完整，如有异常，应停止启动；电机停运十五天及以上、或出现电机进水等异常情况，启动前测试电机绝缘合格；检查接地良好。⑵防外力检查联轴器防护罩完整，安装牢固；启动时，就地人员必须站在电机轴向位置（竖直安装的泵，人员站在防护栏以外）；着装必须符合现场工作人员着装要求，详见公共项目“现场工作人员的要求”。1.1.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动时电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%，应立即停泵。⑶防油位低、油质不合格，造成轴承损坏的措施①检查油位在正常范围内。②油质正常、油色清晰，如出现浑浊、变黑现象应及时更换。③运行中轴承温度达到停泵值或出现突升现象，立即停泵。⑷防循环水泵冷却水压力低或断水，造成轴承或盘根损坏的措施①检查轴承及盘根冷却水进、出口门已开启，压力正常。②冷却水压力低，应及时进行调整。③发现冷却水中断，禁止启动循环水泵。⑸防循环水泵电机反转，造成设备损坏的措施①检修后必须空试电机确认转向正确。②启动后如发现循环水泵反转，立即停泵。⑹防循环水系统空气没放尽，造成循环水管道和凝汽器振动、水侧端盖密封破坏的措施①循环水泵启动前，打开循环水管道放空气门和凝汽器水侧放空气门。②启动循环水泵，当循环水管道和凝汽器水侧放空气门连续溢流不带气泡后关闭。【重点是必须充分排放尽空气】1.2开式水系统投入运行1.2.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；泵体放空气；开式水泵启动。1.2.2潜在风险1.2.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.2.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶泵体空气未排尽，造成开式水泵损坏。1.2.3预控措施1.2.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.2.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。⑶防泵体空气未排尽，造成开式水泵损坏的措施①启动前打开泵体放空气门。②当放空气门连续溢流不带气泡后关闭，方可启泵。1.3闭式水系统投入运行1.3.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；闭式水箱上水；泵体放空气；闭式水泵启动。1.3.2潜在风险1.3.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.3.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶泵体空气未排尽，造成闭式水泵损坏。⑷闭式水箱水位低造成闭式水泵打空，泵体发热导致损坏。⑸系统充水后，发电机氢气冷却器和励磁机空气冷却器发生泄漏时，导致电气绝缘破坏。1.3.3预控措施1.3.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.3.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。⑶防泵体空气未排尽，造成闭式水泵损坏的措施①启动前打开泵体放空气门。②当放空气门连续溢流不带气泡后关闭，方可启泵。⑷防闭式水箱水位低造成闭式水泵打空，泵体发热导致损坏的措施①检查闭式水箱水位正常。②确认闭式水箱补水调门工作正常。③启动后闭式水泵出口压力正常，系统压力正常。⑸防系统充水后，发电机氢气冷却器和励磁机空气冷却器发生泄漏时，导致电气绝缘破坏的措施①检查发电机氢气冷却器和励磁机空气冷却器无泄漏。②发电机氢气冷却器和励磁机空气冷却器进、回水畅通，温度正常。③发电机底部检漏计报警时，立即采取措施处理。【重点是检查氢冷器和空冷器无漏水】1.4凝结水系统投入运行1.4.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；凝汽器热井上水；投入凝结水泵电机冷却水、轴承密封冷却水；凝结水泵启动。1.4.2潜在风险1.4.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.4.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶油位低、油质不合格，造成轴承损坏。⑷凝结水泵轴承冷却水压力低或断水，造成轴承损坏。⑸凝结水泵电机冷却水压力低或断水，造成电机损坏。1.4.3预控措施1.4.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.4.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。⑶防油位低、油质不合格，造成轴承损坏的措施①检查油位在正常范围内。②油质正常、油色清晰，如出现浑浊、变黑现象应及时更换。③运行中轴承温度达到停泵值或出现突升现象，立即停泵。⑷防凝结水泵轴承冷却水压力低或断水，造成轴承损坏的措施①检查轴承冷却水进水门已开启，压力正常，回水正常。②冷却水压力低应及时进行调整。③发现冷却水中断，禁止启动凝结水泵。⑸防凝结水泵电机冷却水压力低或断水，造成电机损坏的措施①检查电机冷却水进水门已开启，压力正常，回水正常。②冷却水压力低应及时进行调整。③发现冷却水中断，禁止启动凝结水泵。1.5润滑油系统投入运行1.5.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；排烟风机启动；交流润滑油泵启动；密封油备用油泵启动。1.5.2潜在风险1.5.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.5.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶润滑油压低、油质不合格，造成轴瓦损坏。⑷轴承缺油，损坏轴瓦。1.5.2.3环境污染方面⑴润滑油泄漏至高温区域，引发火灾。⑵润滑油系统泄漏，污染环境。1.5.3预控措施1.5.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.5.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。⑶防润滑油压低、油质不合格，造成轴瓦损坏的措施①检查油泵出口压力正常。②确认系统油管路无泄漏。③滤网差压在正常范围内。④加强化学监督，定期进行油质检测。⑤发现油质不合格应及时滤油或更换。⑥油质不合格禁止启动。⑦投入润滑油低油压联锁保护。【重点是注意油质】⑷防轴承缺油，损坏轴瓦的措施①检查润滑油系统运行正常。②油管道无堵塞或破裂。③各轴承的回油温度正常。④各轴承润滑油压正常。【重点：停油泵前汽轮发电机组必须在静止状态】1.5.3.3防环境污染方面的措施⑴防润滑油泄漏至高温区域，引发火灾的措施①冲转前，发现油系统泄漏，应及时隔离和停止油泵运行。②冲转后，发现润滑油泄漏引发着火，严重威胁设备安全时，立即破坏真空打闸停机，同时进行灭火。③停油泵前汽轮发电机组必须在静止状态。④及时清理油污，更换含油保温。【注意是含油保温必须更换】⑵防润滑油系统泄漏，污染环境的措施①全面检查与油系统相连接的管道、法兰、阀门等处无渗漏油现象。②发现油系统泄漏，及时消除漏点并清理污染区域。1.6密封油系统投入运行1.6.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；防爆风机启动；空侧交流密封油泵启动；空侧直流密封油泵投备用；氢侧交流密封油泵启动；氢侧直流密封油泵投备用；打开高、低压密封油备用油手动门；调整氢侧油箱油位正常。1.6.2潜在风险1.6.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.6.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶密封油压低、油质不合格，造成轴瓦损坏。⑷密封瓦缺油损坏。⑸氢侧油箱油位过高，使密封油漏入发电机内，导致发电机污染甚至绝缘破坏。1.6.2.3环境污染方面详见汽机运行“1.5.2.3”。1.6.3预控措施1.6.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.6.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。⑶防密封油压低、油质不合格，造成轴瓦损坏的措施①检查油泵出口压力正常。②确认系统油管路无泄漏。③定期进行密封油旋转滤网排污。④加强化学监督，定期进行油质检测。⑤发现油质不合格应及时滤油或更换。⑥油质不合格禁止启动。⑷防密封瓦缺油损坏的措施①检查润滑油系统运行正常后再投运密封油系统。②检查密封油系统运行正常后方可投运盘车。③确认油管道无堵塞或破裂。⑸防氢侧油箱油位过高，使密封油漏入发电机内，导致发电机污染或绝缘破坏的措施①发电机在各种工况下，确保压差阀动作正常，油、氢压差控制在正常范围内。②平衡阀动作良好，空、氢侧油压差控制在正常范围内。③当氢侧油箱油位高时，立即开启强制排油阀，使油位达到正常位置。④氢侧密封油位波动大时应进行各检漏计排放，以便及时发现发电机是否进油，采取措施处理。1.6.3.3防环境污染方面的措施详见汽机运行“1.5.3.3”。1.7抗燃油系统投入运行1.7.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；抗燃油泵启动；调整卸荷阀动作正常；检查高、低压蓄能器氮压正常；投入抗燃油再生装置。1.7.2潜在风险1.7.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.7.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶抗燃油油质不合格，导致调节保安系统油口堵塞，正常运行中引起主汽门、调门伺服机构动作不正常。⑷油温异常升高，影响抗燃油系统安全运行。1.7.2.3环境污染方面详见汽机运行“1.5.2.3”。1.7.3预控措施1.7.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.7.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。⑶防抗燃油油质不合格，导致调节保安系统油口堵塞，正常运行中引起主汽门、调门伺服机构动作不正常的措施①检查油泵出口压力正常。②确认系统油管路无泄漏。③滤网差压在正常范围内。④加强化学监督，定期进行油质检测。⑤发现油质不合格应及时滤油或更换。⑥启动后应视情况投入抗燃油再生装置。⑦投入抗燃油低油压联锁保护。⑷防油温异常升高，影响抗燃油系统安全运行的措施①检查冷却器投运正常。②油泵出口滤网压差在正常范围内。③高压蓄能器氮压正常。④卸荷阀动作正常。【重点是注意蓄能器氮压、卸荷比】1.7.3.3防环境污染方面的措施详见汽机运行“1.5.3.3”。1.8盘车装置投入运行1.8.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；顶轴油泵启动；检查盘车电磁阀开启；启动盘车装置。1.8.2潜在风险1.8.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.8.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶顶轴油压低，大轴顶起高度不够，造成机组轴瓦或盘车电机损坏。⑷润滑油压低、油温异常，油膜建立不正常,造成轴瓦损坏。⑸盘车啮合不正常，造成盘车齿轮损坏。⑹动静摩擦，造成汽机通流部分损坏或盘车电机烧毁。1.8.3预控措施1.8.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.8.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。⑶防顶轴油压低，大轴顶起高度不够，造成机组轴瓦或盘车电机损坏的措施①检查顶轴油泵出口压力和母管压力正常。②每个轴承顶轴油管道压力正常，无堵塞或破裂。③顶轴油系统管路无泄漏。④顶轴油压过低时，不得投入盘车。⑤投入盘车低油压保护及顶轴油泵联锁。⑷防润滑油压低、油温异常，油膜建立不正常,造成轴瓦损坏的措施①检查润滑油温、油压正常。②确认发电机密封油系统运行正常。③投入润滑油低油压联锁后，再投入盘车运行。⑸防盘车啮合不正常，造成盘车齿轮损坏的措施①启动前确认盘车装置啮合良好。②启动后检查盘车啮合无异音。⑹防动静摩擦，造成汽机通流部分损坏或盘车电机烧毁的措施①检查顶轴油压正常。②偏心度符合规定值，动静部分无摩擦声。③发现盘车电流大或异常摆动时，立即停止盘车运行。【重点是盘车电流异常，必须立即停盘车，查明原因后才能连续盘车，严禁强行盘车】1.9氢冷发电机气体置换1.9.1项目简述在发电机氢气置换过程中，必须用二氧化碳等惰性气体作为中间介质，严禁空气与氢气直接接触置换。用二氧化碳作为中间介质置换，检测氢气纯度应从发电机底部取样；检测二氧化碳纯度应从发电机顶部取样。1.9.2潜在风险1.9.2.1人身伤害和设备损坏方面⑴氢气泄漏，氢气纯度低，运行操作不当等，引起爆炸，危及人身和设备安全。⑵置换过程中，氢侧密封油位波动大，使密封油漏入发电机内，导致发电机绝缘降低。1.9.3预控措施1.9.3.1防人身伤害和设备损坏方面的措施⑴防氢气泄漏，氢气纯度低，运行操作不当等，引起爆炸，危及人身和设备安全的措施①置换前密封油系统运行正常。②发电机及氢气系统气密性试验合格。③氢气系统及现场悬挂“氢气运行、严禁烟火”标志牌。④氢气、二氧化碳使用前进行化验，纯度应符合规定。⑤现场消防器材充足、可靠。⑥氢气管道与压缩空气管道有效隔离。⑦发电机密封油排烟风机、主油箱排烟风机运行可靠，油箱内不积存氢气。⑧气体置换时，充分排净死角。⑨氢区动火，应事先经过氢量测定，证实工作区域内空气中含氢量小于0.4%，并严格履行动火手续，方可工作。⑩氢气置换时，禁止剧烈排送，以防因摩擦引起自燃。⑾氢气置换时，发电机禁止进行任何电气试验，氢区严禁使用无线电通讯。⑿发电机气体置换应在发电机静止或盘车期间进行。⒀发电机气体置换时，必须用二氧化碳等惰性气体作为中间介质，严禁空气与氢气直接接触置换。⒁用二氧化碳作为中间介质置换，检测氢气纯度应从发电机底部取样；检测二氧化碳纯度应从发电机顶部取样。⑵防置换过程中，氢侧密封油位波动大，使密封油漏入发电机内，导致发电机绝缘降低的措施①调整充、排各阀门开度，保持发电机内的气压在规定范围内。②监视发电机密封油压自动调节跟踪情况正常。③调整发电机氢侧密封油位正常。④发电机底部检漏计如果有油排出，立即采取措施处理。1.10内冷水系统投入运行1.10.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；内冷水箱上水；内冷水泵启动；投入离子交换器装置。1.10.2潜在风险1.10.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.10.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶内冷水泵轴承箱油位低、油质不合格，造成轴承损坏。⑷内冷水箱水位低造成泵打空，泵体发热导致损坏。⑸内冷水水质不合格，导致定子线圈腐蚀。⑹内冷水压力低、水温高，造成定子线圈过热。⑺定子线圈通水时定子水压高于发电机氢压，如果定子线棒发生泄漏，向发电机内渗水，导致发电机绝缘破坏。1.10.3预控措施1.10.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.10.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。⑶防内冷水泵轴承箱油位低、油质不合格，造成轴承损坏的措施①检查油位在正常范围内。②油质正常、油色清晰，如出现浑浊、变黑现象应及时更换。③运行中轴承温度达到停泵值或出现突升现象，立即停泵。⑷防内冷水箱水位低造成泵打空，泵体发热导致损坏的措施①检查内冷水箱水位正常。②确认内冷水箱补水调门工作正常，放水门关闭严密。③启动后内冷水泵出口压力正常，系统压力正常。⑸防内冷水水质不合格，导致定子线圈腐蚀的措施①确认内冷水补水来源品质正常。②加强化学监督，定期进行水质检测。③启动后应视情况投入离子交换器。④水质不合格，进行内冷水排换。⑤检查内冷水压力高于其冷却器的冷却水压。【重点是补水来源】⑹防内冷水压力低、水温高，造成定子线圈过热的措施①检查内冷水泵出口压力正常。②内冷水冷却器投运正常。③内冷水泵出口滤网差压正常。④定期进行内冷水出口滤网排污。⑤确认系统管路无泄漏。⑥内冷水温度控制在规定范围内。⑺防定子线圈通水时定子水压高于发电机氢压，如果定子线棒发生泄漏，向发电机内渗水，导致发电机绝缘破坏的措施①发电机定子线圈通水前应先对发电机充氢。②定子水压低于发电机氢压在正常范围内。③发电机底部检漏计报警时，立即采取措施处理。【重点是确保定子水压低于氢压】1.11汽轮机轴封送汽1.11.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；疏水暖管；轴加风机启动。1.11.2潜在风险1.11.2.1人身伤害方面轴封管道保温不完全或发生高温蒸汽泄漏，造成人员烫伤。1.11.2.2设备损坏方面⑴轴封供汽管道疏水不充分，造成疏水管道振动和汽轮机进水。⑵轴封投运顺序不正确，使汽缸受热不均，造成机组启动时转子振动大。1.11.3预控措施1.11.3.1防人身伤害方面的措施防轴封管道发生高温蒸汽泄漏，造成人员烫伤的措施①发现高温蒸汽泄漏时，应及时隔离和停止轴封供汽。②尽量避免靠近漏汽点。③检查轴封管道保温齐全。1.11.3.2防设备损坏方面的措施⑴防轴封供汽管道疏水不充分，造成轴封管道振动和汽轮机进水的措施①送轴封投运前要充分暖管，加强管道疏水。②轴封供汽汽压、汽温符合规定值。③轴封供汽要保证足够的过热度。④轴封疏汽正常。【重点是充分暖管疏水】⑵防轴封投运顺序不正确，使汽缸受热不均，造成机组启动时转子振动大的措施机组启动时，先投盘车，再投轴封、抽真空。（机组冷态启动时，应根据具体缸温，确定投轴封抽真空的顺序。）1.12真空系统投入运行1.12.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；关闭真空破坏阀并投水封；真空泵水箱补水；真空泵启动。1.12.2潜在风险1.12.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.12.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。1.12.3预控措施1.12.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.12.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下，有必要时，启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。1.13除氧器上水投加热1.13.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；除氧器上水；除氧器再循环泵启动；投入辅汽加热。1.13.2潜在风险1.13.2.1人身伤害方面⑴高温汽水发生泄漏，造成人员烫伤。⑵与相邻检修机组公用辅汽系统未做好隔离措施而投运辅汽，危及人身和设备安全。1.13.2.2设备损坏方面⑴辅汽母管疏水不充分，造成管道振动。⑵投加热方式不正确，造成除氧器振动。1.13.3预控措施1.13.3.1防人身伤害方面的措施⑴防高温汽水发生泄漏，造成人员烫伤的措施①发现高温汽水泄漏时，及时隔离和停止除氧器上水加热。②尽量避免靠近汽水泄漏处。⑵防与相邻检修机组公用辅汽系统未做好隔离措施而投运辅汽，危急人身和设备安全的措施①在投运辅汽系统前，仔细检查与相邻检修机组公用辅汽系统联络门关闭良好。②确认安全隔离措施已做好，再投运辅汽系统。【重点是确认安全隔离措施的落实】1.13.3.2防设备损坏方面的措施⑴防辅汽母管疏水不充分，造成管道振动的措施投运辅汽系统前要充分暖管，加强管道疏水。⑵防投加热方式不正确，造成除氧器振动的措施①辅汽供汽时应调节除氧器压力缓慢上升。②投运除氧器加热前，启动除氧器再循环泵。1.14启动电动给水泵1.14.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；投入工作油和润滑油冷却水；投入电机冷却水；投入前置泵和给水泵密封冷却水；打开再循环阀前、后手动门；打开前置泵入口电动门；关闭电动给水泵出口电动门和旁路气动门；启动电动给水泵。1.14.2潜在风险1.14.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.14.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶润滑油压低、油质不合格，造成轴承损坏。⑷冷却水压力低或断水，造成轴承损坏。⑸泵体空气未排尽，造成电动给水泵损坏。⑹辅助油泵停止后主油泵工作不正常,造成轴承损坏。⑺启动时电动给水泵暖泵不良或升速过快，造成泵体或管道振动大。⑻最小流量阀动作不正常，引起管道振动大。⑼给水泵汽化造成泵体损坏。⑽给水泵反转，造成设备损坏。⑾电机空冷器泄漏，造成电机烧坏。1.14.3预控措施1.14.3.1防人身伤害方面的措施详见汽机运行“1.1.3.1”。1.14.3.2防设备损坏方面的措施⑴防电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施①停运十五天及以上，启动前应测量电机绝缘合格。②特殊情况下启动前应测量电机绝缘合格。⑵防带负荷启动，造成电机烧毁的措施①启动前检查出、入口门位置正确。②检查电机处于静止状态。③启动后电流在规定时间内不返回，立即停泵。④启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。⑶防润滑油压低、油质不合格，造成轴承损坏的措施①检查油泵出口压力正常。②确认系统油管路无泄漏。③滤网差压在正常范围内。④加强化学监督，定期进行油质检测。⑤发现油质不合格应及时滤油或更换。⑥投入润滑油低油压联锁保护。⑷防冷却水压力低或断水，造成轴承损坏的措施①检查轴承冷却水进、出水门已开启，压力正常。②根据油、风温及时调整冷却水量。③调整密封冷却水压差正常。⑸防泵体空气未排尽，造成电动给水泵损坏的措施①启动前打开泵体放空气门。②当放空气门连续溢流不带气泡后关闭，方可启泵。⑹防辅助油泵停止后主油泵工作不正常,造成轴承损坏的措施①确认给水泵联锁保护及辅助油泵联锁投入正常。②电泵启动后确认主油泵工作正常，油压上升到规定值。③主油泵工作不正常应及时停运电动给水泵。⑺防启动时电动给水泵暖泵不良或升速过快，造成泵体或管道振动大的措施①启动时要充分暖泵，泵体上下温差符合规定值。②调整勺管位置要缓慢，升速不应过快。【重点是缓慢升速】 ⑻防最小流量阀动作不正常，引起管道振动大的措施①确认各联锁保护静态试验合格。②启动后检查最小流量阀动作正常。③若最小流量阀动作失灵，则应切除自动，进行手动操作。⑼防给水泵汽化造成泵体损坏的措施①确认各联锁保护静态试验合格。②给水泵入口滤网压差在正常范围内。③调整除氧器压力、水位在正常范围内。④除氧器水箱补水速度正常，禁止大量补冷水。⑤启动后检查最小流量阀动作正常。⑽防给水泵反转，造成设备损坏的措施①检修后必须空试电机确认转向正确。②启动后如发现电泵反转，立即停泵。⑾防电机空冷器泄漏，造成电机烧坏的措施投入电机空冷器冷却水时，应专人检查有无泄漏情况，冷却水进回水压力是否正常。1.15旁路系统投入运行1.15.1项目简述旁路系统是将高压主汽门前的主蒸汽经过一级旁路减温减压后送入锅炉再热器，再经过二级旁路减温减压后送入凝汽器。一级旁路设有一级减温器，二级旁路设有二级和三级减温器。1.15.2潜在风险1.15.2.1设备损坏方面⑴旁路门开启过快，疏水暖管不充分，造成管道振动。⑵高、低压旁路投入后超压、超温，导致三级减温器超温，造成凝汽器泄漏。1.15.3预控措施1.15.3.1防设备损坏方面的措施⑴防旁路门开启过快，疏水暖管不充分，造成管道振动的措施①旁路投入前稍开进汽门充分暖管并疏水。②旁路门开度应根据汽轮机冲转参数的要求及时调整。⑵防高、低压旁路投入后超压、超温，导致三级减温器超温，造成凝汽器泄漏的措施①投入旁路时应从低到高依次开启，高、低压旁路的开度相互匹配。②根据高、低压旁路后的蒸汽温度，及时调整减温水。【重点是投入顺序】1.16汽轮发电机组冲转、升速、暖机、定速、并列、带负荷1.16.1项目简述该项目主要操作有：冲转、升速、暖机、定速、并列，直至带额定负荷。1.16.2潜在风险1.16.2.1设备损坏方面⑴机组启动中，冷汽、冷水进入汽轮机，引起上下缸温差大，造成汽缸变形，转子弯曲。⑵机组启动中，振动异常。1.16.3预控措施1.16.3.1防设备损坏方面的措施⑴防机组启动中，冷汽、冷水进入汽轮机，引起上下缸温差大，造成汽缸变形，转子弯曲的措施【重点是冷态启动中防止水冲击】①启动前，必须确认大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。②启动前，大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.020mm。③严格按照冷态启动曲线冲转、升速、暖机、定速、并网、接带负荷。④蒸汽温度必须高于相应汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。⑤机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2～4小时，若盘车中断应重新计时。⑥确认主、再热蒸汽管道及汽轮机本体疏水通畅。⑦轴封系统运行正常，供汽管道充分疏水。⑧调整凝汽器、除氧器、高、低压加热器保持正常水位。⑨充分暖机，控制上下缸温差、差胀、轴向位移等应符合规程规定。⑩启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。⑾主、再热蒸汽温度在10分钟内突然下降50℃，应立即打闸停机。⑿高中压外缸上、下缸温差超过50℃，高中压内缸上、下缸温差超过35℃，应立即打闸停机。⒀检查机组跳机保护投入正常。⑵防机组启动中，振动异常的措施①轴承振动保护投入正常。②机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.030mm，应立即打闸停机。③机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.100mm或相对轴振动值超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过或降速暖机。④过临界转速时应平稳、迅速通过。⑤油压、油温、氢温、水温等各参数正常。⑥机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4小时才能再次启动，严禁盲目启动。⑦详见汽机运行“1.16.3.1”。1.17启动汽动给水泵1.17.1项目简述该项目主要操作有：投运前检查；排烟风机启动；投入润滑油系统；投入前置泵和给水泵密封冷却水；打开再循环阀前后手动门；打开前置泵入口门；关闭汽动给水泵出口电动门；启动前置泵；启动汽动给水泵。1.17.2潜在风险1.17.2.1人身伤害方面详见汽机运行“1.1.2.1”。1.17.2.2设备损坏方面⑴电机绝缘不合格，造成电机烧毁。⑵带负荷启动，造成电机烧毁。⑶润滑油压低、油质不合格，造成轴承损坏。⑷冷却水压力低或断水，造成轴承损坏。⑸泵体空气未排尽，造成汽动给水泵损坏。⑹小汽轮机振动大。⑺启动时汽动给水泵暖泵不良或升速过快，造成泵体或管道振动大。⑻最小流量阀动