汽机专业常见反事故技术措施课件

汽机专业常见反事故技术措施1防止汽轮机组严重超速事故的技术措施1.1汽轮机在整组启动时必须完成以下操作1.1.1 DEH对调节系统的控制逻辑按厂家要求认真校对，抗燃油质及油温符合启动使用要求。严格按下列要求作调速系统的静态试验：1.1.1.1 机组挂闸后检查中压主汽门应缓慢开启，无卡涩、抖动、蠕动现象；手动开启高压主汽门及调速汽门、中压调速汽门，检查各汽门在开启过程中无卡涩，可停留在任何位置，就地阀位与CRT上阀位一此。1.1.1.2在高中压主汽门及调门全开的情况下，就地手动打闸和CRT上点击“脱扣”，主汽门迅速关闭、时间应小于0.15秒，调门迅速关闭时间应小于0.15秒。1.1.2 汽轮机启动前，机炉电大联锁试验必须合格。汽机主汽门关闭后应确认下列阀门关闭到位：1.1.2.1 高中压主汽门及调速汽门；1.1.2.2 1至6段抽汽电动门关闭，1至6段抽汽逆止门；1.1.2.3 高排逆止门。1.1.3汽轮机启动前，OPC超速保护试验必须合格，发电机开关跳闸后应确认下列阀门关闭到位：1.1.3.1 至段抽汽电动门关闭，至段抽汽逆止门关闭；1.1.3.2 高排逆止门关闭；1.1.3.3 汽机转速3090r/min时，高中压调速汽门迅速关闭。汽机转速小于3090r/min，延时2-3秒后中压调速汽门全开，转速小于3000r/min高压调速汽门能控制转速。1.1.3.4 机组负荷大于90MW，发电机开关跳闸后高中压调速汽门迅速关闭，延时2-3秒后高中压调速汽门全开。1.1.4 机组冲转到3000r/min时必须作注油试验,动作油压应小于：(#1机为：0.21MPa)1.1.5 机组冲转到3000r/min时在CRT上远控打闸一次,检查高中压主汽门及高排逆止门关闭正常。1.1.6主汽门、调门的严密性试验必须每年一次（合格标准按汽门严密性试验标准检查）。1.1.7 作机组超速试验前主汽门、调门的严密性试验必须合格。实验时主汽压力不得大于5.0MPa，保持150以上的过热度。试验时应专人负责机组危急保安器，超过3330r/min时手动脱扣。机组转速不下降应立即通知锅炉熄火，汽机开真空破坏 门降低转速。1.1.8 机组甩负荷试验应合格,甩负荷后的最高转速应小于3210r/min。1.1.9 运行中抗燃油温度严格控制在40-50，每天14:00-20:00投运再生装置运行。1.2.2 每周一、四早班作主汽门及调门的松动试验。1.2.3 每周一中班作四、五、六段抽汽逆止门活动试验。当汽水品质不符合要求时，要适当增加活动次数和活动行程范围。主汽门卡涩不能立即消除时，要申请停机处理。1.2.4 在汽轮机运行中，注意检查调节汽门开度和负荷的对应关系以及调节汽门后的压力变化情况，若有异常应及时查明原因并处理。1.2.5 加强对蒸汽品监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢、造成卡涩。1.2.6 运行中应加强油质监督，定期进行抗燃油质分析化验，防止油中进水或杂物造成调节或保安系统部件锈蚀或卡涩。1.2.7运行人员要熟悉超速时的象征(如声音异常、转速表指示连续上升、油压升高、振动增大、负荷到零等)遇到超速情况时应按规程规定进行紧急停机处理，防止事故扩大。1.2.8 机组长期停运时，应注意做好停机保护工作，防止汽水或其它腐蚀性物质进入（或残留在）汽机及调节供油系统内，引起汽门或调节部件锈蚀。1.2.9厂家供抗燃油油净化装置正常投入运行。按运行小时更换再生装置过滤器，防止纤维素和硅藻土颗粒进入控制系统。每日中班投运再循环及再生装置运行6小时。1.2.10在正常停机时，先关闭各段抽汽电动门和手紧一、二、三、四段抽汽电动门，采用先打危机保安器关闭主汽门和调速汽门，逆功率动作解列发电机。避免发电机解列后，由于主汽门和调速汽门不严密造成超速。因故需先解列发电机时，应将负荷减到零，汽机调门处于关闭位置、各抽汽电动门及逆止门关闭到位后方可解列，解列后、一但转速上升超过3290r/min，立即手动脱扣停机。1.2.11在机组甩负荷或事故状态下，低压旁路必须及时开启,控制再热汽压力不超过3.1 MPa。1.2.12正常运行中应加强对汽机电子设备间、工程师站管理；防止人为误断开超速保护或工程师站超速保护被误解除。建立保护投切记录，主机保护切除应得到生产总工同意。2 防止汽轮机大轴弯曲事故的技术措施2.1 机组启动前，汽缸保温良好，避免采用潮湿的保温造成汽缸表面受热不均，应能保证在启动过程中上、下缸不产生过大的温差。2.2汽轮机冲转前必须符合以下条件，否则禁止启动。2.2.1 大轴晃动值不超过原始值的20m，偏心小于76m。盘车电流不摆动，盘车电流22A、电流摆动值应小于1A。2.2.2 高中压外缸上、下缸温差不超过42。2.2.3 主蒸汽温度至少高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定汽温，蒸汽过热度不低于56。2.3机组启动过程中,应保持中速暖机时间在180min以上，利于机组的全面检查。2.4 汽机的监视仪表(转速表、大轴晃动表、振动表、汽缸金属温度表、轴向位移表、偏心、胀差表及总胀表)应齐全、完好、准确、可靠。轴向位移、胀差及总胀作传送试验合格。2.5 冲转前,转子应进行充分连续盘车,一般不少于24小时（热态启动取大值），并应尽可能避免中间停止盘车，如发生盘车时间中断，则要延长盘车时间。2.6 在轴承档油环处测大轴晃动量不得大于0.025mm。2.7 热态启动前检查停机记录，与正常停机曲线比较，发现异常情况应及时汇报处理。2.8启动前应先送汽封，后抽真空，根据高中压外缸汽封端壁温选择汽封温度，轴封汽温度不超过缸壁温度110。轴封汽源应与金属温度相匹配，轴封汽管路应充分暖管、疏水，防止水或冷汽从汽封进入汽轮机。2.9 启动升速过程中应有专人监视（测量）振动，如有异常应查明原因并处理，在1300r/min以前汽轮机任一轴振超过125m 应立即打闸停机，严禁硬闯临界转速或降速暖机，过临界转速时振动超过254m应立即打闸停机。2.10 机组启动中因振动异常而停止启动后，必须经全面检查并确认机组符合启动条件后且连续盘车不少于4小时（或大轴晃动值降至正常值时）才能再次启动，严禁盲目再次启动。2.11 启动或低负荷时不得投入再热器减温喷水，减温器喷水投入时应先开启截止门，然后投入调整门，以减少截止门的冲刷。2.12 启动过程中疏水系统投入时应注意保持凝结器水位低于疏水联箱的标高。2.13 当主蒸汽温度过热度较低时，调速汽门的大幅度摆动，有可能引起汽轮机一定程度水冲击，此时应严密监视机组振动、胀差、轴向位移等数值，如有异常应立即打闸停机。2.14 机组在启、停和变工况运行过程中，应按规定的曲线控制蒸汽参数的变化，主蒸汽、再热汽温的变化率及汽缸金属温度的变化率不大于规程规定，并保持一定的过热度，要避免汽温大幅度直线变化，当10分钟内汽温上升或下降达50时，应打闸停机。2.15 机组在运行中应定期记录各轴承振动，轴承盖振动一般不应超过20 m、超过50m时应设法消除，运行中汽轮机振动明显增大时应及时汇报、分析，当发现汽轮机内部故障的象征或振动突增加50um时，应立即打闸停机。2.16 停机后立即投入盘车，当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时汇报、分析处理。当汽封摩擦严重时，应先盘车180度，待摩擦基本消失后，再投入连续盘车，当盘车盘不动时，禁止用行车强行盘车，采用闷缸消除转子热弯曲。2.17 因故暂时停止盘车时,应监视转子弯曲度的变化,当转子弯曲度较大时,应先盘车180.待转子热弯曲消失后,再投入连续盘车。2.18 停机后应认真监视凝结器、除氧器水位及汽缸金属温度的变化,防止凝结器或除氧器进水进入汽轮机,造成转子弯 曲。2.14 停机后应检查再热器减温水门和一级旁路减温水门是否关闭严密。2.20 汽轮机在热状态下，锅炉不宜打水压，如确需打水压时，应采取有效措施，开启主蒸汽管及A、B侧高压主汽门前疏水门，防止水漏入汽轮机。3防止汽轮机轴瓦损坏的反事故技术措施3.1 机组安装完毕,必须对润滑油系统进行全面油循环。定期检查冷油器出口滤网压差，压差超过0.05MPa应切换清洗。3.2 油循环时，检查各轴承的回油，轴承回油不正常时必须查明原因并消除，否则禁止启动。3.3 油系统的润滑油泵出力应达到铭牌出力，运行可靠；联锁保护试验合格，动作正常。3.4 投盘车前，必须先启润滑油泵和顶轴油泵，顶轴油泵启动后检查各轴承顶轴油压正常。盘车运行后润滑油压、顶轴 油压应正常，否则禁止投盘车，并查明原因。盘车投入后低油压保护应投入。3.5 机组启动提前24小时启动交流润滑油泵打循环，对系统充分排气。机组首次启动升速到3000r/min时，应重新整定润滑油压在0.12MPa。停运交流润滑油泵时应密切注意润滑油压的变化。汽门严密性试验、超速试验、甩负荷试验及停机前应启动交流润滑油泵。厂用电中断时应立即启动直流润滑油泵、空侧直流密封油泵。3.6 油箱和油系统3.6.1 主油箱油位必须保持在-50mm以上，生产人员应熟知运 行中发生油系统漏油现象的紧急处理方法。3.6.2 每日早班进行主油箱油位核对。3.6.3 主油箱内的回油滤网、冷油器滤网及油净化装置应定期加以清洗。3.6.4 在运行中清洗油滤网时，应由合格的人员担任工作，并由指定的人员监护。3.6.5 运行中发现轴承油流不正常，或者轴承油压逐渐下降或主油箱油位上升的情况时，必须查明原因进行处理。3.6.6 油系统内的阀门都应有标号，对于平时不应操作的阀门，应加锁或采取其他防止误操作措施。3.6.7 按法规要求定期对透平油进行油质化验，油质劣化时应及时处理。3.7 冷油器3.7.1 冷油器的六通阀平时挂上禁止操作的警告牌。3.7.2 切换冷油器时应使用操作票，在指定人员的监护下进行操作，不许两个人同时操作或一个人同时操作两个阀门，且监护人不得参加操作.3.7.3 切换冷油器时必须先对备用冷油器注油排空气，空气排尽且油中无空气，油流呈现金黄色时方可切换六通阀。3.7.4 切换冷油器时必须和司机保持密切的联系，司机应加强对油压、油温和油流的监视，油压不正常时立即启动直流润滑油泵维持油压。3.7.5 为避免冷却水漏入油中，运行中应经常保持通过冷油器的油压大于水压，在铜管泄漏的情况下，当冷油器停用时，水仍有可能漏入油侧，因此在投入冷油器前必须将油侧存水排尽。3.8 辅助油泵3.8.1 运行中汽轮机的辅助油泵极其自启动装置应定期进行试验,保持经常处于良好状态,每次停机前也应进行辅助油泵试转。3.8.2 汽轮机启动冲转全速后,停用辅助油泵时，确定主油泵已工作正常、能维持油压后，才能停下辅助油泵，防止由于主油泵失灵（如汽化、漏入空气）而突然发生失油现象。3.8.3 定期试转交流润滑油泵时,应检查润滑油母管压力上升0.2MPa,电流为52A;定期试转直流润滑油泵时,应检查润滑油母管压力上升到0.25 MPa,电流为100A以上。3.9 汽轮机本体、轴承及其它3.9.1 在机组启停过程中，控制润滑油温在3842。汽轮机正常运行时，当轴承回油温升超过正常数值时（温升一般不应超过1015），则应加强监视、调整，当轴承回油温度急剧上升至82或冒烟时，应立即紧急停机。支持轴承瓦温不超过107，当瓦温急剧上升至113或轴承冒烟时，应立即紧急停机。推力轴承任一瓦温不超过99，当瓦温急剧上升至107或轴承冒烟时，应立即紧急停机。3.9.2轴向位移保护装置应经常投入运行。3.9.3避免在机组振动不合格的情况下长期运行。3.9.4当发现汽轮机通流部分有积垢的象征时，应立即根据监视段压力限制负荷和采取改善蒸汽品质等减少积盐的措施。3.9.5司机应熟悉发生水冲击或其它运行条件突然变更时的正确处理方法。3.9.6当运行中发生了可能引起轴瓦损坏的异常情况(例如水冲击或瞬间断油)时,应在查明轴瓦未受损坏以后,才能重新启动运行。3.10 润滑油滤网压差超过0.04MPa,或主机润滑油压低于0.11MPa时应切换油滤网。切换滤网时必须按规定进行（润滑油滤网切换操作规定）。4防止叶片断裂事故的技术措施4.1 机组首次启动时,汽机的监测仪表必须完全、准确、可靠；4.2 机组首次启动时,暖机时间适当延长。暖机转速严格控制 在2300r/min。4.3 电网应保持在额定频率或正常的允许范围内（501.5Hz）稳定运行。4.4 在汽轮机正常运行和启动过程中，要严格保持新蒸汽参数符合要求，保持机组及管路系统疏水畅通，防止水击损坏叶片。4.5 注意保持加热器、凝结器在正常水位运行，严防发生满水事故，杜绝叶片受到水冲击。4.6 禁止汽轮机过负荷运行，特别要防止在低频率下过负荷运行；机组提高出力运行时，需经过详细的热力和强度核算 并经主管领导批准。4.7当加热器切除或蒸汽参数降低时,应减负荷限制蒸汽流量,以保证叶片动应力不超限。4.8 当机组需要在缺乏个别级段等特殊工况下运行时，运行前要经过详细的热力和强度核算并限制出力。4.9 运行中注意倾听机内声音,认真监测振动情况，发现叶片断落象征时，应立即进行检查并处理，避免事故扩大。4.10 严格控制监视段压力，发现明显的变化时，要及时查明原因并进行处理。4.11超速试验或甩负荷试验时，应有专人监视机组的转速及振动。4.12除机组需破坏真空停机外，正常停机或机组跳闸时严禁破坏真空，防止叶片在高速时因真空降低造成颤振损坏，当汽机转速达到300r/min时停运真空泵，开真空破坏门。4.13停机时间较长的机组，应按规程规定做好停机保养工作，严防水、汽进入汽缸，引起叶片腐蚀。4.14加强对蒸汽品监督，防止叶片结垢、造成腐蚀。5 防止汽轮机进水进冷汽的技术措施5.1启动前汽机侧所有疏水门（电动门、气动门、手动门）能够可靠动作，阀门状态与DCS显示一致，节流组件没有堵塞；5.2启动前检查落实汽机侧所有缸体、管壁及疏水的温度显示与实际点在位置、数值上保持一致；5.3高低旁减温水、疏水阀联锁定值，保证动作可靠，不误动,没有泄漏；管道疏水罐水位正确，联锁可靠；5.4锅炉点火后按规程要求在各阶段进行汽机侧疏水操作，投用高旁前务必充分预暖高旁管道，加强高旁后疏水，切实 保证高旁后管道温度提升；在锅炉通过调整高旁配合升温后，应落实三大管道疏水阀门动作情况，监视管道、疏水温度变化情况，尤其重点监视高旁后疏水温度并经常对就地进行实地检查，发现异常，及时上报，各方协同落实解决；5.5 应注意保持蒸汽过热度，加强阀门、管道和缸体的疏水，监视阀门、导汽管和缸体温度，注意汽机本体膨胀情况；5.6 冲转期间加强巡视系统温度变化和疏水情况，发现问题，尽快落实，由当值指挥决定是否继续升速；5.7注意维持汽包水位，发生满水，果断停机。加强运行监督，严防发生水冲击现象，一旦发现汽轮机水冲击的象征 （例如汽温骤降、振动增大、声音异常等）应果断地采取紧急停机措施。5.8 注意监督汽缸的金属温度变化和加热器、凝结器的水位，即使在停机以后也不能忽视对水位的监督，当发现有进水的危险时，要及时查明原因，注意切断可能引起汽缸进水的水源。5.8 在机组启动前应全开主、再热蒸汽管道疏水门，特别是热态启动前，主、再热蒸汽要充分暖管，并保证疏水畅通。5.9 高压加热器水位保护装置要定期进行试验,确保动作可靠，高加水位保护不能满足运行要求时，禁止高加投入运行。5.10 一旦发现加热器管束泄漏应立即切断水源与汽轮机隔离，并及时检修处理。5.11 加强除氧器水位监督，其水位高联锁装置要定期进行试验,确保动作可靠，杜绝发生满水事故。5.12 在汽轮机滑参数启、停的过程中，汽温、汽压都要严格按照运行规程规定控制，保证其蒸汽过热度在规定范围内。5.13 汽轮机在低转速下运行时，尤其要注意监督汽轮机进水的可能性。5.14 汽机上下缸温差开始增大时应立即查找原因,当上下缸温差大于42时必须开启相应的疏水门,温差恢复正常后方可关闭相关的疏水门,当上下缸温差大于56必须停机并保持相应的疏水门查原因。5.15 抽汽管道上下温差开始增大时应立即查找原因,是否为加热器满水造成,及时开启抽汽管电动门前后疏水门消除积水。若为加热器满水按相关规定处理。6汽轮机油系统防火技术措施6.1 汽轮机油管路仪表管尽量减少交叉，防止运行中震动磨损。6.2油管道附近设有热管道或其它热体时，应在这些热体做到保温坚固完整，外包铁皮护罩，保温层表面温度一般不应超过50，如有油漏到保温层上，应将保温层及时更换。油系统四周应每班检查、一月最少清理1次。6.3 油系统有漏油现象时，必须查明原因，及时修好。漏出的油及时试净，运行中发现油系统漏油，应加强检查、监视，及时处理好。如运行中无法彻底处理，而可能引起火灾事故时，应采取果断措施，尽快停机处理。6.4 主油箱事故排油门标志要醒目，操作把手应有两个以上通道可以到达，为了便于迅速开启，操作把手平时不应上锁。6.5 汽轮机在运行中发生油系统着火,如属于(或根据情况判断可能属于)设备或法兰结合面损坏喷油起火时,应立即破坏真空紧急停机,同时进行灭火。为了避免汽轮机轴瓦损坏,在破坏真空后的惰走时间内应维持润滑油泵运行,但不得启动高压密封 油泵。火势无法控制或危急主油箱时，应立即开启事故排油门放油。6.6 现场消防器材设置应考虑使用方便、数量足够，并经常处于齐全良好的备用状态，汽机夹层应设置灭火器材，以备急用。现场消防水系统的水源、水压应保持充足。消防水栓和水龙带应统一规格、完整好用，禁止随便移用。6.7 在汽轮机平台下布置和铺设电缆时,要考虑防火的问题,电缆进入控制室、电缆夹层和开关柜等处的电缆孔洞要进行严密的封堵。6.8 严禁将火种带入车间,且严禁吸烟。6.9 定期对喷淋水系统进行检查(尤其是喷淋装置电磁阀),发现缺陷及时消除。油系统着火喷淋装置未动作时手动打开喷淋水对着火部位淋水降温。6.10 在油系统周围动火作业时严格执行动火工作票。6.11 当油系统着火不能扑灭时，严格执行以下规定：6.11.1 应立即通知消防队和相关领导;6.11.2 采用泡沫灭火器或CO2灭火器灭火;6.11.3 采用一切手段不使火势蔓延,尽快将火扑灭;6.11.4 加强运行监视,作好停机准备,若威胁机组安全时应破 坏真空紧急停机;6.11.5 若威胁主油箱、小机油箱、油净化器、净油箱、污油箱安全时，应开启事故油门将油放入事故油池。但必须保证机组正常惰走时轴承用油。7 防止氢系统爆炸7.1、每日早班应定期询问发电机氢气取样分析氢气纯度、湿度，并将分析结果汇报专业。7.2、每次取样应分析值进行比较和与在线仪表进行比较。7.3、投排氢操作严格按操作卡进行，汽机车间任何检修、维护、运行工作严格按规定执行。7.4、机组停、备用期间，未排氢情况下，氢气纯度、湿度取样分析严格按运行机组要求执行。7.5、机组停、备用期间，氢、油、水系统运行参数严格按运行机组要求进行监视和记录巡检，特别注意监视发电机各个油水探测器、浮子油箱油位的变化。7.6、机组启动前，化学必须对发电机机内氢气纯度、湿度取样分析，汽机人员必须先对系统各个油水探测器、油水分离器、干燥器、除湿器、各部取样点进行彻底排污510分钟，排污结束后，化学应再次取样分析纯度和湿度，确保机内氢气纯度、湿度合格。7.7、机组启动冲转到中速暖机时，应及时投入氢气除湿器、在线检测纯度、湿度仪表运行，（热态启动冲转到3000r/min后投入）。7.8、巡检时发现氢气系统在线仪表、就地表计不准、使用有效期过期时，应及时作好记录，通知检修处理。7.9、随时加强油氢压差的监视，特别是在停机后，机内氢压低或无压力情况下，密封油使用第三路油源时，应注意发电机各个油水探测器、浮子油箱油位的监视和系统各个阀门的开关状态应正常。7.10、主油箱排油烟风机随时应运行良好，备用风机应可高 备用，保证主油箱内随时维持一定的负压。7.11、严格按规程规定控制内冷水压力与机内氢气压力差在规定值，内冷水温度与氢气温度差在规定值，防止发电机机内结露和定子线圈漏氢。7.12、机组运行中，应随时保证密封油真空泵正常运行，维持真空油箱真空在8588kPa，加强对密封油泵、真空油泵的运行检查，出现异常应及时联系检修处理。7.13、机组运行中，氢气纯度降低到98%时，必须立即进行补换氢操作，保证机组运行氢气纯度始终大于98%，湿度小于-5。7.14、在汽机车间各安全通道口出设置“严禁烟火”的禁告牌，生产人员严禁带火种进入汽机车间。7.15、发电机充氢后，及时投入氢气检漏仪。在6.3米、汽机平台设置“发电机已充氢，严禁烟火”的禁告牌。5米内严禁动明火。7.16、5米外氢系统区域进行明火作业时，必须办理明火工作票，测量工作区域内空气中含氢量小于5%，方可进行检修工作；明火作业期间，必须随时检查空气中含氢量小于5%；7.17、氢系统区域进行明火作业时，禁止进行排、补氢操作；若必需进行前述操作时，通知检修工作负责人停止检修工作，待运行工作结束后重新测量工作区域内空气中含氢量合格后，方可工作；7.18、氢系统的危险区域，必须配备足够合格的消防器材，并定期进行检查，保证合格可用；7.19、在运行补、排氢操作时应缓慢进行，以防止氢气因流速过快而引起摩擦、自燃；7.20、氢气系统周围5米阀门操作必须使用铜质扳手，禁止使用铁扳手操作，禁止敲打氢气系统设备、管道、阀门；7.21、发电机需大修排氢后，必须在该机进氢总门后法兰加装堵板，以保证与氢气母管可靠隔离；7.22、运行中发现氢压下降值超过严密性合格值或超过上一班下降值，必须对氢气系统查漏和联系检修处理；7.23、定期对氢气系统阀门门杆、前后法兰、相关排气口、连接焊逢进行检查，发现漏点及时处理。8.防止压力容器超压爆破的措施8.1 除氧器8.1.1 每周一对高压除氧器进行全面的安全大检查，应就其加热汽源、进汽调整门、安全门、仪表、信号、保护装置、除氧器水位的自动控制，以及设备本身进行全面检查，发现缺陷及时安排处理。8.1.2 凝结水泵跳闸联锁试验在机组启动前应试验合格，除氧器水位调节站调节门调试合格；调节门不能有突然关小或关闭的现象。8.1.3 除氧器滑压运行时，随着负荷的升高，应检查就地压力与CRT压力是否相同，300MW负荷时除氧器压力不能超过0.844MPa。8.1.4 机组启动前,应对除氧器安全门进行热校,动作值符合要求。以后安全门应每年校验一次,每季应试排汽一次，该项工作应在专人监督下进行。8.1.5 要加强对除氧器的运行监视，严格岗位责任制。#3高加水位自动正常投入，维持正常水位，防止压力高的蒸汽直接进入除氧器。8.1.6 除氧器安全门的总排汽能力，应能满足可能出现的最 大进汽量的需要，当凝结水泵突然停止上水。进汽门因故全开时，安全门均能充分排放蒸汽。8.2 连排扩容器8.2.1防止连排扩容器超压首先应防止除氧器超压,除氧器的运行中严格按防止除氧器超压的规定执行。8.2.2因故停运连排时，必须先关闭锅炉汽包排污汽机侧手动隔离门，连排二次汽回收总门，根据连排扩容器压力可用连排水位调节门泄压、防止扩容器超压。若连排扩容器有工作必须切断一切汽源、水源，包括关闭连排水位调节门进口、出口、旁路门，用液位开关的排污门消压。8.3 高压加热器8.3.1 高加保护试验按规定进行,停机在7日以上应检查高加保护并试验合格。8.3.2 高加汽、水侧安全门应冷校合格。有条件时应对安全门作热校试验合格后方可投运高加。8.3.3高加保护必须正常投入，因故需解除高加保护需经主管生产的副总同意。运行中将高加水位调节改为手动运行时必须加强对高加水位的监视；8.3.4高加采用随机滑投。运行中因高加检修后投运先投水侧（先开高加组进口电动门旁路对高加注水，后高加出口电动门，再全开进口电动门），后投汽侧，高加停运在1小时以上应对高加暖筒体控制给水温升率不大于1.5/min，高加的投切均到就地操作.运行中高加水位异常升高应查明原因，高加钢管泄漏应立即按规程处理8.3.5高加保护动作应检查一、二、三段抽汽逆止门关闭，电动门关闭，否则立即手操一、二、三段抽汽逆止门，防止高加汽侧压力超压。8.3.6高加保护动作后若遇高加组进口电动门打不开严禁向汽侧通汽加热钢管来开联成阀。只能采用开 启高加注水一次门、二次门，高加组出口电动门旁路门平衡压力后开启高加组进出口电动门。8.3.7 高加汽侧停运后,应严密监视高加水侧压力,严防高加汽侧关不严造成高加水侧受热造成给水膨胀超压。高加汽侧停运后，开始应每5分钟检查高加水侧压力一次，30分钟后10分钟检查高加水侧压力一次。8.4 低压加热器8.4.1低加水侧压力应控制在3.6MPa以下,事故情况下调节除氧器、凝结器水位时应开起再循环调节门后关小除氧器水位调节门；调整门打不开可紧急开启后缸喷水、本扩、高扩减 温水调整压力。8.4.2低加投运时先投水侧,检查水侧通水正常后关闭水侧旁路门。投运低加汽侧时稍开启空气门后投运汽侧。#5、6低加投运时应根据低加的停运时间暖筒体（按照凝结水温升不大于2.5/min）。8.4.3低加停运后,加强对加热器水位、压力的监视.开启低加排污门前要认真检查与凝结器相通的空气门、疏水管关严密要防止生水被吸入凝结器.8.4.4低加系统需全部停运时，按先停#5低加、除氧器水温降到120-130、对应压力0.3MPa时停运#6低加，严禁同时停运#5、6低加。8.5 高压本体疏水扩容器8.5.1高、低压疏水扩容器的疏水按时按规定关闭,尤其是机组温热态启动及时关闭疏水。8.5.2开启热水井排地沟门后应相应的开启疏水扩容器疏水总门前排污门。8.5.3疏水扩容器起压应及时查明原因并处理。9.防止电动门电机、调整门执行器烧损的措施9.1带保护、联锁的电动门，如因行程原因不能达到运行条件的不能用扳勾操作，应通知检修处理。9.2不带保护、联锁的电动门，运行中如因内漏大影响经济性，则可用搬勾稍紧或因检修需要而用搬勾紧严的，在开起之前必须手动开松后方可电动操作。9.3在监盘时、巡检和操作中，如发现电动门状态指示不对，则应立即到就地检查电机外壳是否发热，并通知电气检查。9.4调节门每次检修后应做到上下阀位活动一次，调节门要防止过开或过关。9.5调节门不能作为隔离汽、水系统用，严禁手紧调节门。9.6调节门手动开关过程中出现大幅度的波动，应通知热工检查。9.7调节门自动投运过程中出现大幅度的波动，立即解除自动运行，手动调整正常后投入自动运行。9.8电动调节门开关过后,对调节门电机外壳连续检查其表面温度不低于2次(时间间隔为30分钟)10、防止循环水泵损坏的技术措施10.1 循环水泵启动前检查电机防潮加热投运，测量电机绝缘合格。轴承温度高保护试验合格。10.2 核查循环水泵的运行时间超过4000小时，按规定对电机上导瓦及电机下轴承换油。10.3 电机上导瓦油位不低于油位计的1/2-2/3，油质合格。启动前应对上导瓦通冷却水，电机通冷却水，检查滤网前后差压必须小于0.06MPa，到循环水泵进水前池检查回水正常。10.4 循环水泵启动前对水泵轴承通冷却水5min以上。不允 许经润冷水旁路向轴承进水，检查滤网前后差压必须小于0.06MPa。10.5 冷却塔水池水位必须在-0.5米以上。循环水泵启动后出口蝶阀打不开应停运循环水泵查明原因后方可启动。10.6 循环水泵只允许连续启动两次,再启动必须在2小时后。10.7 正常运行中循环水泵电机任一方向振动不大于0.08mm，轴承瓦温小于65，电机绕组温度小于90。10.8 按规程规定对循环水泵发生的异常进行相应处理。11、防止凝结水泵损坏的技术措施11.1凝结水泵启动前检查电机防潮加热投运，测量电机绝缘合格。轴承温度高保护试验及凝结水泵联锁试验合格。凝结水泵电机保护试验合格；认真核对出口电动门状态,CRT与就地相吻合。11.2核查凝结水泵的运行时间，按规定时间对电机上下轴承换油。11.3凝结水泵轴承油位不低于油位计的1/2-2/3，油质合格。检查开式循环水泵及闭式冷却水泵运转,向凝结水泵电机及轴承通冷却水正常。11.4 凝结器热水井水位不低于700mm,定期对凝结水泵进口滤网检查,滤网压差大于0.05MPa应清洗滤网。11.5 凝结水泵启动前，A、B凝结水泵进口门及凝泵空气门均应开启。防止备用凝结水泵出口门关不严造成进口法兰损坏。11.6 凝结水泵启动前,调整再循环门开度为1/6左右，避免凝泵过负荷损坏电机。根据凝结水压力调整再循环开度。11.7正常运行中凝结水泵电机任一方向振动不大于0.08mm，轴承瓦温小于65，电机绕组温度小于90，填料室温度小于65。11.8凝结水泵只允许连续启动两次,再次启动必须在2小时后。11.9 按规程规定对凝结水泵发生的异常进行相应处理。12、防止电动给水泵组损坏的技术措施12.1 电动给水泵电机启动前应测绝缘合格，电机保护试验合格。12.2 电动给水泵组低油压、工作油温高保护试验合格并投运。12.3 电动给水泵组启动润滑油泵后应对各轴承的回油进行检查,回油不正常禁止启动(电动给水泵传动端轴承回油管内看不见回油是正常现象)。12.4 电动给水泵启动前工作冷油器及润滑冷油器通水正常，密封水及机封冷却水通水正常。12.5 电动给水泵组启动前应充分排气。12.6 勺管开度置于5%位置，泵组启动后工作油温超过40后方可提升转速。12.7 电动给水泵提升转速不能幅度过大,应缓慢调整。在35-45%时操作更应缓慢，防止勺管大幅度动作造成工作油温急剧升高烧毁易熔塞。12.8 电动给水泵组前置泵机封冷却水应保持畅通,防止机封无水冷却造成密封圈硬化使机封漏水停运给水泵。12.9 各轴承回油温度超过65时应降低冷油器出口温度,最高允许回油温度75。回油温度升高且伴随轴承瓦温升高 且伴随轴承瓦温升高到90应故障停泵。12.10 偶合器支持轴瓦及推力轴瓦温度不能超过85,超过90应停运给水泵组。13、防止凝结器损坏的技术措施13.1 循环水侧13.1.1 凝结器通循环水前应检查确认凝结器循环水侧进出口门全开（检查就地阀门盘箭头为开方向），凝结器循环水侧前后水室排空气门全开。13.1.2 循环水泵出口蝶阀的开关时间整定完后禁止生产人员作调整。满开时间为30秒，快关时间为5秒到25度、慢关时间为16秒关到0度。13.1.3循环水启动前,应先预开循环水泵出口电动蝶阀25度，对凝结器进口循环水管排空气。13.1.4 循环水泵启动后对循环水管检查孔排空气门开启排尽空气,防止在循泵跳闸后积聚的空气造成管系水锤。13.2 凝结器汽侧13.2.1 凝结器未通循环水前严禁将带压疏水放到凝结器13.2.2 凝结器真空未建立且达到0.033MPa前严禁手动投运低压旁路系统13.2.3 除氧器水位保护、旁路保护、本体疏水扩容器及高加疏水扩容器温度高联锁试验合格，疏水扩容器喉部温度达到75时投入减温水。13.2.4 水幕喷水长期投入以保护凝结器喉部在低旁动作后不与蒸汽直接接触。13.2.5 循环水中断造成凝结器排汽温度在50以上时,严禁向凝结器通循环水。13.2.6 仪用压缩空气中断或热控电源中断后，部份气动疏水门自动开启、应严密监视凝结器真空及排汽温度的变化，及时投运高加疏水扩容器及本体疏水扩容器的减温水。14、汽机专业防冻、防滑、防火措施14.1#1机主厂房冲洗水池阀门在环境温度低于0时应微开启部分，保持部分水流动，防止管道冻结。14.2#1、2循泵房循泵出口碟阀处楼梯应保持无积水，防止冻结冰块，造成滑迭。14.3循泵电机巡检通道、大小机油箱顶上应保持无积油（每日夜班清理一次），防止值班员脚底粘油，上下楼梯滑迭。（上下楼梯应扶好楼梯扶手或栏杆）。14.4室外楼梯已用草绳包扎，防止冻结滑迭，上下应扶好栏杆。14.5#1机循环水至复用水阀门在环境温度低于0时应保持微开部分，保证管内水流动，防止水管冻坏。14.6#1机汽机房内及循泵房内地面在环境温度低于0时应保持无积水（每班清理一次），防止结冰滑迭。14.7 循泵前池清污机冲洗门在环境温度低于0时应保持微开部分，让水流动，防止管道冻结损坏。14.8在环境温度低于0时，#1机工业水到真空泵冷却器冷却水门应保持微开部分，备用冷油器，水冷器冷却水门应保持微开部分，防止管道冻坏。14.9#1冷却塔大池放水门处地面冻结，环境温度低于1时，防止操作该门时地面结冰滑迭（先用热水或用金属工具将结冰清理后再操作）。且大池放水门应保持微开部分，防止管道冻坏。14.10#1机电泵偶合器底部油水坑积油应及时清理干净。14.11#1机A、B汽泵组各轴承漏油部位积油应及时清理干净（每班清理一次）。14.12#1机大机各轴承漏油部位积油应及时清理干净，各油泵处积油应及时清理干净（每班清理一次）。14.13 加强汽机车间各消防栓、消防器材的检查，发现灭火器材失效时应及时通知安生部更换。14.14大小机润滑油、抗燃油电加热应根据油温度及时投入，投入后应及时监视油温的变化，防止油温过高或过低影响机组安全运行。润滑油温控制在3842，抗燃油温控制在4050。14.15环境温度低于1时，室外下雪或结冰时，走路必须小心，防止滑迭。15、旁路保护投入运行的的反措 为防止旁路保护动作时，损坏设备。经各部门有关人员讨论决定，目前保护逻辑：现保护动作时，高旁开联开低旁30%，之后根据运行情况及低旁振动情况人为手动调整高低旁的开度。由于高旁减压阀全开，低旁减压阀开30%为初步估计定值，当旁路保护动作时，有可能造成再热器超压，同时，低旁减温水会自动全开，造成减温水量过大，低旁水击振动，故拟定此反措，防止事故发生。15.1、正常操作降负荷时，应严格按规定1-2MW/min负荷率进行，以免人为操作不当造成保护误动。15.2、高、低旁前后疏水罐液位高、低信号应正常发出，使疏水畅通，疏水气控门可靠、开关灵活。疏水罐液位高，疏水气控门能正常联开，液位低能正常联锁关闭，旁路保护才能投入。15.3、机组运行过程中，应稍开低旁预暖门，对低旁进行暖管备用，低旁温度控制在100-150左右，但不能190，防止闭锁低旁，造成保护动作时拒动。15.4、旁路保护动作后，应立即检查高、低旁减温、减压阀开度及其旁路后温度，及时根据高、低旁后温度及主、再热蒸汽压力、调节高、低旁减温、减压阀开度，控制主、再热汽压在规定值（不超压），控制高旁后温度在300-370，当高旁后汽温低于350，应将高旁关完，控制低旁减温水压力1.5MPa，低旁后汽温180，防止低旁联关。15.5、当旁路保护动作时，应及时检查高、低旁减温水门开度，如开完，应及时根据旁路后温度收关减温水门，防止水击振动；若旁路保护动作时低旁振动大应及时关闭高低旁。15.6、当发电机甩负荷或汽机跳闸时，应立即检查旁路动作情况及阀门状态，如果动作应立即根据上述措施处理，如拒动，应查明原因及时处理。15.7、当旁路保护动作过后，事故处理完，应及时检查旁路有无振动现象，各支吊架是否完好，并作好记录。15.8、操作旁路时，应控制主汽压力17MPa，再热汽压安全门不动作。15.9、每班应检查一次高、低旁后汽温及旁路系统各阀门允许状态，旁路疏水情况，发现问题及时联系处理，并作好检查记录情况。16、关于给水泵再循环自动的反措 我公司#1机给水再循环设置为手动或自动两种状态。为了保证给水泵的安全运行，拟出以下措施。16.1 正常运行中,应将给水再循环调节门操作器设置为“自动”，在给水泵并泵、调节水位时可将给水再循环设置为手动。16.2给水泵启动后，在低负荷时，应注意前置泵出口流量，当前置泵出口流量低于100t/h时，应及时将给水泵再循环门开启，保证前置泵入口流量大于100t/h。16.3 当锅炉熄火后启动电动给水泵向锅炉进水，电动给水泵启动后，应调节勺管，使电泵出口压力高于汽包压力，使前置泵出口流量大于100t/h，否则应开大电泵再循环门，增大前置泵出口流量。16.4 如锅炉熄火跳机汽包压力高于15MPa而汽机一二级旁路不能正常开启时，应开过热器PCV阀泄压，防止汽包压力过高造成进水困难。16.5 电泵正常备用时，再循环门应处于100%开度，以防电泵联动后小流量时间过长，造成电泵汽蚀，不能正常工作，损坏电泵。16.6 当发现电泵运行中有汽蚀的现象时，应开大电泵再循环门，降低勺管开度，待电泵工作正常后再向锅炉进水。17、防止高低加水位保护动作的反事故措施 为防止高低加虚假水位造成高低加组解列。特拟定如下措施。17.1、高、低加正常运行或投运初期，应加强就地水位计的监视，发现水位异常时，应及时调节处理。17.2、机组启动或正常运行中投运高、低加时，或停运高、低加时，应请示主管生产的厂领导，联系热工切除高低加水位保护。17.3、监视各抽汽电动门和逆止门状态，防止运行中误关，造成疏水不畅。17.4、机组启动前，应严格做高、低加水位保护试验合格。17.5、锅炉增大给水量时，应注意高加水位的变化，并及时调整正常，防止事故疏水打开后，凝结器水位升高，除氧器水位下降；低加水位“自动”反应较慢，当凝结水流量增大时，应注意低加水位的变化，必要时及时人为干预调整正常，防止保护误动作。17.6、一旦高低加水位保护动作后，应及时联系锅炉，并查明原因，进行处理正常后恢复高、低加运行。17.7、高、低加解列后，应严格按先投水侧后投汽侧原则执行。17.8、投运高加水侧时，应严格按先开高加出口电动门，后开入口三通阀原则进行。17.9、低加水位异常，事故疏水联开时，应注意凝结器真空的变化，必要时启动备用真空泵运行，维持凝结器真空稳定。17.10、高、低加解列后，应及时注意监视机组负荷，各监视段压力的变化，防止机组过负荷和各监视段压了超限。注意监视轴向位移。主再热气温、气压及高、低缸胀差的变化，必要时降低机组负荷运行。18、关于电泵勺管卡涩的反措 为防止勺管卡涩，转速飞升现象，电泵超压，为保证设备安全和人身安全，防止事故发生，特拟定如下措施。18.1 机组启动时，若有邻机运行，可考虑用汽泵向锅炉上水，电泵作备用；18.2 机组正常运行电泵作备用时，应加强其备用状态条件检查，保证随时处于备用状态；当汽泵跳闸，或大机跳闸时可立即抢合电泵运行；18.3 电泵勺管调节幅度不要过大，应尽量平缓操作，且应加强工作油温地监视；18.4 当电泵运行中发生勺管卡涩时，应及时联系到就地检查。如为机械卡涩，且卡在高位，应注意电泵是否超压，锅炉水位是否满水，否则立即停运电泵。如卡再低转速位，应进行适当活动，保证锅炉供水，若无效，且不影响锅炉汽包水位时则停运；18.5 机组运行中当汽泵跳闸，抢合电泵运行后，应及时查明汽泵跳闸原因，并处理后及时恢复汽泵运行带负荷，防止电泵勺管卡涩而不能供锅炉上水；18.6 机组跳闸时，抢合电泵运行后，锅炉控制调节应平缓，幅度不宜过大，汽机应及时利用调试用汽冲转汽泵供锅炉上水，即汽机不打闸小机，及时将调试用汽手动门开启，保持小机轴封及真空，并联系锅炉用汽泵上水；18.7辅汽联箱压力随时控制在0.5MPa0.6MPa以上，并对联箱的各路备用汽源进行定期疏放水，保持备用；18.8辅汽至大小机轴封随时暖管备用，一旦机组跳闸时，立即倒换轴封汽源，确保小机能顺利启动；18.9一旦小机跳闸后，查无异常后，及时启动该前置泵，冲转该小机；18.10当小机投入运行时，如发生操作不动时，应及时看调门是否开完，蒸汽压力，温度是否异常，否则联系调整，如参数正常，炉侧操不动，应查DEH画面上“锅炉”自动是否投入，就应直接在MEH画面上操作（解除“锅炉自动”，投“MEH自动”）；18.11若使用#1机四抽供辅汽联箱，#2机用辅汽冲小机时，应注意对#1机A、B小机运行的影响，若使用#1机再热冷段供辅汽联箱，#2机用辅汽冲小机时，应注意对#1机组再热汽温度压力的影响；18.12汽泵重新冲转时，应根据小机轴振情况来设定升速率，（热态时可设定较大的升速率800r/min/min以上）要求小机一次冲转成功。19、关于防止汽机氢、油系统事故的反措 为防止氢、油系统发生氢压下降，系统阀门泄露，油系统漏油（如大小机轴承、热工测点等）。特拟定如下措施，各值班员必须严格遵守执行。19.1.氢气系统运行中，每两时巡操检查供氢母管压力（汽机零米母管压力表），主操每小时记录一次机内氢压。19.2.主、巡操每小时所抄任何参数、均应与前面所抄参数进行比较，发现变化，应及时汇报值长，并分析原因，如为异常变化、应及时汇报分场相关领导。19.3.投、排氢操作过程，严格按操作卡执行、操作过程中，特别是投氢过程中，应每小时对氢系统检漏一次，防止系统漏氢，造成事故。19.4.氢气系统运行中，两小时记录一次氢气在线检漏仪及纯度仪各参数。19.5.对于各油系统，运行中应认真巡检，发现漏油、渗油部位，应及时记录缺陷，并通知检修处理、特别是高温设备附近，应及时将积油清理干净，如保温渗油，应及时通知检修更换。19.6.各油系统投运前，应仔细检查系统各部件完好、牢固、无任何检修工作，油泵启动或系统投运时，应加强就地各管道、法兰、阀门、焊口、及热工测点的检查、发现泄露大、应及时运行隔离、无法隔离时，应立即停运该系统、并通知检修及时处理，清理积油，不能处理的，应设法接油或引走。19.7.在油系统投运前应检查其进油门确已开启，检修放油门确已关闭。19.8.氢气系统中，严禁停运密封油系统及主机润滑油泵，如必须停运时，应汇报相关领导，作好可靠的防止措施后，方可停运。19.9.机组启动前，应确认密封油、大、小机润滑油、抗燃油泵及盘车各联锁试验合格，方可启动机组和向发电机内充氢气。19.10.认真按时按规定作好各油泵的定期切换和试转工作。19.11.巡检时，应加强各油箱油位及油泵、电机温度、振动、声音及电流监视。19.12.密封油滤网压差大于0.06MPa时登入缺陷，通知检修更换。19.13.氢气干燥器，应运行正常，定期放水。当发生故障时，应加强氢气湿度和纯度监视，当湿度大于5，纯度小于96%时，必须进行换氢。19.14.盘车运行中应加强润滑油温、油压及各轴瓦温度的监视。19.15.严格按规定投运油净化器、机组运行中，合理调整轴封压力，保持大小机低压轴封不吸汽，高压轴封不冒汽，以免损坏油质，定期进行放油水工作。20、关于防止小机推力瓦损坏的反措 小机启动冲转前，必须检查确认所用蒸汽参数合格。（蒸汽温度、压力、过热度符合要求）。主汽门、调门前及阀壳疏水确已开启，疏水充分。20.1.使用调试用汽冲转小机，必须缓慢操作，该手动门后及逆止门疏水必须全开，充分疏水。20.2.在机组跳闸或汽泵跳闸后，倒用辅汽冲转小机时必须先将小机的高、低压调门关闭，解除锅炉自动后，方可设定小机目标转速和升速率，逐渐开启小机调门冲转小机。20.3.小机调试用汽温度低于250时，禁止使用该路汽源。20.4.大、小机启动冲转过程中，应加强各轴瓦温度及推力瓦温、润滑油温和轴向位移的监视。事故情况下，当锅炉调节幅度过大，小机高、低压调门全开时应注意监视小机推力瓦温和轴向位移，防止小机过负荷，当上述监视参数达到小机停机值时应果断停机。（目前小机轴向位移停机值是-0.08mm或+0.13mm）。20.5.小机轴承检修后启动，应确认各轴承润滑油压、油温合格，油流正常，油质合格，各轴瓦温度测点正确，显示值正常，保护试验合格，方可启动冲转。20.6.机组运行中，应加强润滑油温油质监督，按规定保证油净化器正常运行，控制轴封母管压力在0.0270.033MPa，利用大、小机轴封汽分门调整各轴封进汽正常，高压轴封不冒汽，低压轴封不吸汽。20.7机组运行中，定期作好油泵的切换和试转工作，加强备用油泵可靠备用检查和运行油泵运行正常检查，油箱油位及油温检查，发现异常及时处理。20.8.机组启动前，应确认各油泵各项联动试验合格，热工定值整定合格，方可启动机组。20.9.严禁随便乱动轴承进油管上针型阀，防止轴承断油。20.10.提高巡检质量，发现润滑油滤网压差过大，超过规定值时，应及时联系检修清洗滤网。20.11.切换润滑油滤网、清洗滤网时，应先确认切换阀能关严后，方可拆开须清洗一组滤网。20.12.切换油泵运行时，应确认启动油泵运行正常，油压正常后，方可停运原运行油泵。停运时，应注意油压是否正常，否则应及时启动原运行油泵。20.13.切换冷油器时，应严格按切换操作票执行。20.14.机组运行中，应加强各轴承漏油情况的检查，发现漏油点应及时通知检修处理。特别是高温设备附近漏油。积油应及时清理，防止发生火灾损坏设备。20.15小机冷油器切换时，必须先打开冷油器切换阀防止断油，注意推力轴承进油温度，防止油温高烧毁轴承。