集控运行副机组长汽机专业安全风险辨识清单及控制措施（发电公司）

集控运行副机组长汽机专业序号作业活动危险点危害后果控制措施LECD风险评级1.2设备、系统1.2.1主再热蒸汽蒸汽品质不良叶片结垢汽门卡涩，机组超速加强汽水化验监督增大排污3126低风险超压导致承压部件应力超限末级叶片水蚀核对校验主、再热温度、压力表计控制加负荷速率，检查各调门动作情况发现异常停止加负荷及时联系处理加强主、再热蒸汽参数的监视，发现蒸汽参数异常时，应及时降负荷直至停机3126低风险超温导致金属高温蠕变，寿命损耗及时调整燃烧，合理采用磨组合方式保证高压加热器的正常投运保证减温水系统各门动作灵活，给水泵中间抽头门开启3126低风险蒸汽温度低或急剧下降末级叶片水蚀、水冲击加强汽温监视调整保持汽包水位、除氧器水位正常加强对各内漏减温水门的监视及时联系检修处理蒸汽温度下降时，及时开启各疏水门若发生水冲击或汽温下降达紧停值应果断停机3126低风险高压旁路漏量大或误开再热器超压、超温停机后汽缸上下温差增大监视高旁阀前后压力温度并经常核对若确认高旁阀及减温水阀泄漏大，应联系及时处理，必要时停机处理机组正常运行中若高旁误开应及时手动关闭，并联系热工处理3126低风险低压旁路阀内漏或误开排汽温度升高，严重时低压缸安全门爆破低压旁路低真空闭锁保护要可靠投入在主、再热管道泄压前推迟破坏真空的时间在主、再热压力未泄压前空冷各立管阀应保持全开，必要时保持一定数量风机运转3126低风险高旁减温水阀内漏或误开再热蒸汽温度低停机后可能导致汽缸进水机组启动前试验高旁减温水自动动作灵活正确发现高旁减温水阀内漏，应可靠隔离并及时检修根据高旁阀前后温度及时开启管道疏水门3126低风险疏水阀内漏或误开疏水扩容器超压，严重时扩容器爆破伤人各疏水阀自动应能可靠投入，按规定负荷开、关疏水当疏水阀开启时，应保证扩容器减温水阀能可靠投入运行中保证疏水扩容器减温水门投入自动且定值正确定期对各疏水阀内漏情况进行检查，发现存在内漏时，联系检修及时处理，或列入大小修计划处理3126低风险阀门弯头表计等处蒸汽泄漏或突然爆裂造成设备损坏、人员伤亡主再热蒸汽系统管道要随锅炉同步升温升压，在升温升压过程中严格暖管疏水避免蒸汽管道出现剧烈振动主、再热蒸汽管道系统的操作要谨慎小心，操作阀门时，应有安全后退空间和通道，并不能正对阀门进行操作对长期内漏的阀门及管道弯头要定期进行金属探伤应尽可能远离高温、高压管道区域3126低风险1.2.2润滑油系统1.2.2.1润滑油系统投运前的检查油质异常轴承进异物，损坏轴瓦油质化验合格后方可启动保证油净化装置随系统一并连续运行运行中定期对油质进行化验发现问题及时处理各轴承箱加装磁棒利用大小修进行彻底清理，换油运行中油箱人孔应封闭，防止异物掉入油箱3126低风险1.2.2.2油泵启动工作未结束系统跑油或轴瓦进异物系统投运前工作票已收回，油系统杂物已清理干净，轴瓦及管路已恢复正常3126低风险备用泵出口逆止门关闭不严系统油压下降，可能导致轴瓦损坏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，发现油压偏低时，应认真查找原因。交流油泵（主油泵）运行时，直流油泵（交流油泵）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3126低风险油管泄漏污染地面，易使人滑倒，严重时导致油压下降系统投运后，应仔细检查系统阀门、法兰、管道接口等处应不漏油、3126低风险1.2.2.3润滑油系统油质管理油质异常，损坏主设备保证定期的油质化验制度落实到位油净化装置保证长期连续运行3126低风险轴封压力维持过高油中进水加强轴封压力的调整，保证压力温度在正常范围3126低风险事故放油门误开系统跑油轴瓦断油保持事故放油门关闭严密，上铅封3126低风险冷油器泄漏润滑油压降低调整不当时油中进水避免系统憋压冷油器投运时，应充分排气，防止管道振动发现主油箱油位下降而无明显外漏时，应判断可能为冷油器泄漏，切换备用后采取隔离措施3126低风险油压降低轴瓦烧损检查油箱油位正常正常运行中，检查交流油泵、直流油泵出口不应带压，防止交、直流油泵出口逆止门关闭不严每月进行一次油泵试启动试验，保证油泵能正常备用3126低风险油箱油位下降损坏轴瓦加强油箱油位监视与检查发现不正常升高或降低应立即查明原因防止油系统泄漏3126低风险油系统防火措施不完善现场失火油管路系统附近进行动火作业时，应准备充足的灭火器材并联系专职消防人员到场严格执行动火票制度发现现场保温材料内有油时，应消除漏油点并更换保温层系统外漏污染地面，易使人滑跌油系统着火，威胁人身设备安全加强设备巡回检查，及时消除系统漏油、渗油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3126低风险1.2.2.4油温调整油温大幅变化破坏油膜稳定，引起轴瓦振动，烧损轴瓦保证油温自动调整灵活可靠，否则联系热工或检修处理手动调整时要缓慢进行加强油温的检查监视防止冷油器冷却水中断3126低风险1.2.2.5油净化装置的运行运行维护不当系统跑油加强油净化装置的巡视和维护，保证各控制参数符合厂家规定油净化装置运行时，定期检查油箱油位应无明显下降3126低风险1.2.2.6润滑油系统的停运过早停运轴承过热汽机润滑油系统必须待汽轮机组完全冷却且盘车停运8小时后方可停运3126低风险排烟风机未停吸入异物润滑油系统停运后，及时停运主油箱排烟风机3126低风险1.2.3EH油系统31266低风险1.2.3.1EH油系统的投运油质异常调节保安系统部件卡涩系统投运前油质合格3126低风险1.2.3.2EH油系统的运行油质异常调节保安系统部件锈蚀、卡涩定期进行EH油的化验加强EH油温的监视，避免油温超限运行3126低风险油泵异常不卸载，油温升高不承载，保护动作停机发现泵承载、卸载异常时，及时切换为备用泵并联系检修处理3126低风险EH油系统泄漏油位低停机外漏使人员中毒或电缆腐蚀保证管道各焊口完好，固定稳固避免管道振动碰磨对外漏油进行及时清理擦拭干净3126低风险1.2.3.3EH油系统的停运过早停运油动机等处充油氧化机组停机后至少运行1小时3126低风险1.2.4密封油系统的运行1.2.4.1密封油系统的投运开启差压阀平衡阀信号管后启泵造成差压阀、平衡阀冲击损坏启泵前将差压阀、平衡阀信号管门关闭待油泵运行正常后再逐步投运差压阀、平衡阀信号门并注意阀动作情况，发现异常及时处理3126低风险1.2.4.2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跑氢、密封瓦损坏定期进行发电机密封油泵的试验，保证直流油泵良好备用3126低风险冷却器泄漏油中进水或跑油保证油压大于水压，发现主油位低时，及时查找确认后切为备用冷却器运行3126低风险平衡阀、差压阀工作失常氢油差压大，发电机进油或跑氢注意发电氢气泄漏量的变化及时查找原因注意油水继电器油水的监视，及时机排放油水防发电机积油水及时手动调整密封油箱油位3126低风险密封油箱油位升高 发电机进油 加强对密封油箱油位的监视（cctv要显示）保持油位2/3左右3126低风险进行气体置换时要均匀、缓慢检查油箱自动排油阀、补油阀工作正常检查平衡阀、差压阀工作正常避免密封瓦单侧进油长时间运行手动补油时，补油阀不宜开得过大检查氢侧油泵再循环门是否误开3126低风险密封油箱油位异常下降氢压下降快加强油位检查监视检查油箱自动排油阀、补油阀工作正常检查排油直排门是否误开或关闭不严3126低风险密封油温异常影响氢气纯度或损坏密封瓦加强监视，检查油温自动调整可靠，设定值正确，必要时手动进行调整3126低风险系统泄漏油位降低、油压降低外漏时发生火灾事故，或人员滑倒、摔伤加强系统检查，发现渗、漏及时消除系统严重泄漏、威胁机组安全时应紧急停机并事故排氢3126低风险1.2.4.3密封油系统停运操作或停运时机选择不当密封瓦损坏发电机氢气泄漏油箱满油按顺序进行系统停运：盘车停运、发电机气体置换、密封油系统停运、润滑油系统停运在盘车未停运或发电机气体未置换为空气前禁止停运密封油系统系统停运时，应将密封油箱油位降低后再停运系统，防止管道回油造成油箱油位过满3126低风险1.2.5氢气系统1.2.5.1气体置换1.2.5.1.1二氧化碳置换充二氧化碳速度快发电机结露，绝缘损坏充二氧化碳要投入加热器并设定温度在正常范围（25——35℃）3126低风险氢气在线仪未退出仪表腐蚀、失灵置换前隔离在线监测仪，并断开其电源3126低风险纯度不够氢气爆炸每个过程必须经化验纯度合格后，方可进行下一步操作，并要确保取样、化验准确3126低风险1.2.5.1.2氢气置换二氧化碳置换后纯度不够腐蚀设备、换热能力下降保证置换纯度达到规定值，同时要保证取样、化验的正确性3126低风险操作不当氢气爆炸氢气要通过管道排向大气，禁止直接排入机房内氢气置换期间，氢区禁止明火作业或其它可能产生火花的工作补、排氢应缓慢进行防止因摩擦而自燃3126低风险氢侧油箱满油发电机进油密切监视，限制发电机最低氢压并避免低氢压长时间运行发现油箱油位高时，及时排油（通过直排门）3126低风险1.2.5.2氢气系统的维护纯度超标换热能力下降，进入爆炸极限发电机氢爆纯度低于96%而大于90%应进行排污，当低于90%时，应申请停机保证密封油系统的正确运行油、氢差压正常密封油温度在33——37℃。不可过高排氢风机、排烟风机要连续运行发电机充氢时，充压缩空气管道要与氢系统可靠断开3126低风险湿度超标损坏绝缘定、转子化学腐蚀加强湿度监视，维持露点温度-5℃——-25℃，保证氢干机正常投运湿度大时要及时排污并查找原因消除3126低风险氢气系统泄漏氢压下降严重时造成氢气爆炸检查密封油系统运行正常，氢油差压正常检测发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1%，应停机查漏。当内冷水箱内含量达到3%且在120小时内缺陷未消除或含量升至20%时，应停机处理发现氢压下降快时应进行氢系统查漏、堵漏。3126低风险氢温度异常发电机过热或结露加强监视，保证氢温自动调节灵活可靠，温度设定值正确3126低风险氢区动火措施不到位严格执行动火工作票制度，保证全过程氢气浓度在3%以下3126低风险1.2.6定冷水系统1.2.6.1定冷水运行水质异常发电机绝缘降低定冷水管结垢加强水质化学监督和水质指标的跟踪分析根据水质情况及时换水定期对失效离子交换器树脂进行更换3126低风险发电机漏水发电机绝缘降低，定子接地加强水箱水位监视，防止水箱满水、系统憋压保证氢压大于水压发电机油、水继电器报警正确可靠一经确认发电机进水，应立即汇报领导申请停机处理3126低风险定冷水滤网双组运行滤网堵塞被迫停机运行中应一组运行，一组备用，以便运行中替换或进行滤网清理3126低风险定冷水冷却器效果不佳温度偏高，定子绕组过热正常运行冷却器应一组运行一组备用发现冷却器效果变差应切换备用冷却器并联系检修清理3126低风险1.2.6.2定冷水运行中换水水箱水位过高或过低发电机断水发电机憋压进水确认就地水位计准确换水过程中，严密监视水位及定冷水压力，不准离开现场进行其它操作3126低风险开启压力母管上放水门放水定冷水系统失压，保护动作运行中只允许开水箱底部放水3126低风险换水结束，补、放水门未关闭或关严水箱满水或水位低密切注意水箱水位变化，检查补水电磁阀及其旁路阀，水箱放水阀是否关闭严密。3126低风险1.2.6.3定冷水温度的调整自动调整门失灵水温过高，定子绕组过热水温低发电机结露，损坏绝缘定冷水温度调节自动投入，控制水温在38——42℃之间自动失灵时，切为手动控制，并尽快联系检修处理若定子绕组出水温或定子绕组温度超过允许值，应根据规程降负荷3126低风险1.2.6.4定冷水泵的切换备用泵出力异常断水保护动作，停机确认备用泵运行正常后，方可停运原运行泵，停运后注意泵出口逆止门关闭，泵不倒转，否则关闭其出口门电气进行检修后应空试转向正常后方可连泵试运3126低风险1.2.7凝结水系统的运行1.2.7.1凝结水系统的运行维护除氧器上水困难除氧器水位低，严重时联跳给水泵停机保证凝结泵连锁投入且动作正常定期清理凝结泵入口滤网，防止泵出力不足检查除氧器水位自动调节良好，自动失灵应切为手动控制低加水位保护动作时应及时检查其旁路门联开，凝结水流量正常注意凝结水精处理装置的正常运行，否则切为旁路避免误开凝结泵再循环或凝结水系统放水门防止除氧器事故放水门误开或未及时关闭3126低风险凝结水管道振动，发生“水锤”现象损坏管道、设备及建筑物启动前系统注水、管道排空控制凝结水系统阀门开关速度除氧器上水应平稳、均匀再循环管道畅通，再循环门投入自动3126低风险1.2.7.2凝结泵的运行维护凝结泵失压流量过大造成电动机过负荷排汽装置水位过低水泵汽蚀降出力保持排汽装置水位在正常范围凝结泵入口滤网差压大，应及时清理经常检查除氧器水位自动调节装置调节正常，以免凝结水流量波动大而造成凝结泵失压，必要时，手动控制防止凝结泵再循环门误开检查备用泵出口逆止门关闭严密检查凝泵密封水正常，密封环磨损过多应及时更换凝泵抽空气门应保持常开，防止水泵入口吸入空气3126低风险凝结泵憋压凝泵汽蚀串轴再循环投入自动且设定值正确调整除氧器水位，避免上水调门大开大关3126低风险凝结泵振动大损坏设备地角螺栓无松动，联系检修紧固及时切换为备用泵若电机振动大引起应检查更换电机3126低风险1.2.7.3低压加热器的运行维护低加水位高低加解列汽机进水加强水位监视核对与就地水位一致防止低加泄漏低加疏水自动投入且动作灵活低加疏水不畅时，应查明原因及时消除发现汽机有进水迹象立即紧停机组3126低风险1.2.7.4低加运行中的投运凝结水温升过大加热器管板应力大，导致加热器管道泄漏投运过程中充分暖管、暖体，控制投入速度3126低风险汽水冲击管道振动管道、设备损坏充分暖管疏水严密控制水位在正常范围3126低风险1.2.7.5停凝结水系统带负荷停运低压缸排汽温度高减温水用户断水低压缸排汽温度降至50℃以下，且排汽装置无高温、高压疏水排入时方可停运确认凝结水各用户已无用水需要3126低风险1.2.8给水除氧系统1.2.8.1给水除氧系统水质异常锅炉爆管、汽机通流部分结垢加强水质监督，定期加药3126低风险1.2.8.2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，蒸汽泄漏伤人充分疏水，防止汽水冲击3126低风险阀开度大调整加热蒸汽阀开度，防止除氧器剧烈冲击、振动3126低风险排氧门开度过大调整排氧门开度，减少排汽带水3126低风险除氧器水位过高汽缸进水保持正常水位3126低风险4抽管道阀门未关严汽缸进水，上、下缸温差增大严密监视汽缸金属温度，关闭手动隔离门开启各相应疏水3126低风险1.2.8.3除氧器的运行维护水位过低保护动作造成给水泵组跳闸，停机加强水位监视，每班核对水位与就地一致检查水位自动可靠投入且调整灵活，自动异常时及时切为手动或就地调整防止凝结泵故障，保证备用泵连锁投入3126低风险水位过高汽轮机水冲击开机前试验水位高保护动作可靠，溢流放水、事故放水门动作灵活经常核对远方与就地水位一致加强水位监视，水位自动故障及时手动调整出现水冲击迹象立即果断停机3126低风险超压应力过大，严重时导致除氧器爆破避免主机超负荷运行，控制4抽压力不超限除氧器安全门应按规定进行校验3126低风险1.2.8.4给水泵启动前的检查未进行保护试验或试验异常保护失灵、或保护误动启动前进行保护试验且合格，否则联系处理3126低风险液力耦合器卡涩转速波动大或超速试验勺管动作灵活，且置于初始位3126低风险油系统异常泵、电机轴承损坏检查油位、油压、油质正常3126低风险误操作损坏设备对照检查卡进行系统检查3126低风险1.2.8.5给水泵的启动电动机电流不返回损坏电机若启动电流长时间不返回应立即停运，查找原因3126低风险空载时电流异常若空载电流异常，应停止给水泵查明原因消除后再启动3126低风险给水管道振动损坏管道、设备启动前系统充分注水排空3126低风险减温水阀内漏汽机进水检查关严各减温水门、中间抽头门3126低风险给水管系泄漏伤人、打湿电机启动时远离高压管道阀门及焊口等处发现漏点应可靠隔离并通知检修人员处理，无法隔离时应停运给水泵3126低风险母线电压低厂用电母线电压低设备跳闸启泵前适当提高母线电压3126低风险冷油器未投超温损坏设备启泵前投入工作、润滑油冷油器冷却水3126低风险1.2.8.6给水泵组的运行维护运行泵跳闸备用泵不联给水中断，停机检查备用泵投入连锁，且具备启动允许条件每月进行一次备用泵定期启停试验3126低风险最小流量阀异常汽蚀损坏泵出力不足启泵前试验再循环阀动作灵活正常运行中再循环阀置自动且关闭严密3126低风险偶合器工作油超温易熔塞熔化轴瓦超温调整给水泵出力避免在发热量最大区域连续运行检查冷油器冷却水压力、流量正常必要时降出力运行3126低风险振动大泵组损坏检查各地角螺栓无松动防止泵汽蚀给水系统投运时，应充分排气加强振动的定期监测、对比和分析3126低风险电流异常电机烧损严格执行规程中电动机启停次数的规定禁止给水泵过负荷运行，或在厂用母线电压低时启动加强就地检查，发现电机异常及时停运给水泵，通知检修处理电机电流偏低并摆动大时，应及时停泵，在原因未查明前禁止再次启动3126低风险电机冷却水量不足电机温度过高，电机烧损投运前检查冷却水门开启，水压正常3126低风险汽蚀泵组损坏给水泵各保护可靠投入定期进行给水泵入口滤网清理再循环动作正确可靠保证除氧器水位、水温正常，避免因除氧器压力突降影响给水泵的运行3126低风险保护误（拒）动电动给水泵跳闸或泵组损坏给水泵逻辑、保护的制订，应符合现场实际开机前应进行保护、联锁试验且动作正常3126低风险1.2.8.7给水泵组的停运轴瓦断油烧瓦停泵前，必须先启动辅助油泵且运行正常3126低风险出口逆止门关闭不严给水泵反转损坏关闭出口电动门给水泵备用中发生反转，应及时关闭出口电动门，并联系检修处理3126低风险1.2.8.8高压加热器水侧投运未排气或排气不充分系统冲击振动高压加热器水侧投运前，必须用注水门充分注水排气高加水侧投运时，应检查高压加热器汽侧水位不应上涨