调兵山运行反事故技术措施

1、Q/CDT-IPSPC 20042004QB 辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司企业标准辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司 发 布2009-09-01 实施2009-09-01 发布运行反事故技术措施Q/CDT-DBS 1014-2009 I目 次 前 言II1防止汽轮机烧瓦事故的技术措施32防止汽轮机严重超速的技术措施33防止汽轮机组大轴弯曲的技术措施44防止汽缸进冷汽冷水的技术措施55防止油系统着火技术措施56防止除氧器超压爆破的技术措施67防止锅炉汽包满水和缺水事故的技术措施68防止制粉系统爆炸事故的技术措施79防止锅炉炉膛爆炸事故的技术措施710防止锅炉尾部再次燃烧事故的技术措施811防止

2、锅炉承压部件爆漏事故的技术措施912防止电缆火灾事故的技术措施1013防止电气误操作事故的技术措施1014防止发电机损坏事故的技术措施1215防止大型变压器损坏事故的技术措施1316防止开关爆炸损坏事故的技术措施1417防止全厂停电事故的技术措施1418防止厂用电动机损坏事故的技术措施1519防止发电机非全相运行和非同期并网事故的技术措施1520防止发电机失步振荡造成发电机损坏事故的技术措施1721防止人身伤亡事故的措施1722防止电气设备发生火灾事故的技术措施1823防止开关设备事故的技术措施1824防止220千伏系统发生谐振的技术措施19前 言 为了规范公司运行操作,保证人身和设备的安全，

3、制定本标准。本标准由标准化管理委员会提出。 本标准由发电部、设备工程部归口。 本标准起草单位：发电部。本标准主要起草人：孙佳喜、王洪、全启本标准主要审定人：刘宝华、王伟、王新蕾。 本标准批准人：白云林。 本标准委托发电部负责解释。本标准是首次发布。1 防止汽轮机烧瓦事故的技术措施1.1 机组检修后或启动中1.1.1 机组检修后启动前，在冷油器充油和油系统投运前，各油箱油位应符合规程要求，并将各冷油器充油后，将冷油器进出口油门开启。1.1.2 油质不合格或机组启动时油温低于35时禁止机组启动。1.1.3 直流油泵的直流电源系统应有足够的容量（至少满足该泵维持60分钟以上的额定负荷），其各级熔断器

4、应合理配置。在机组故障时，不可使熔断器熔断使直流油泵失去电源。交流油泵应有可靠的自投备用电源。1.1.4 任何一台油泵工作失常时，禁止机组启动。1.1.5 油系统投入后，应认真检查油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，要求装设齐全、指示正确。当汽轮机转速达200r/min或润滑油压0.03Mpa检查低油压保护自动投入。1.1.6 投盘车前开启盘车油门、顶轴油泵，大修后需确认大轴顶起高度为0.06mm0.1mm。1.1.7 机组启动中应及时调整油温，严禁油温大幅度摆动。1.2 机组运行中1.2.1 运行中油系统进行切换（如冷油器、辅助油泵、滤网等），必须在机组长的监护下按操作标准进行操作，操作

5、中必须排尽各处空气并严密监视润滑油压的变化。1.2.2 在机组长的监护下，每星期进行一次辅助油泵的开停试验。试验结束后，备用油泵的出口门必须在开启状态。1.2.3 定期试验低油压联动装置，润滑油压的数值以汽轮机中心线标高距冷油器最远的轴瓦为准，运行中低油压保护退出时，必须由总工批准。1.2.4 各油箱油位保持正常，主油箱滤网前后油位差达100mm时，即时通知有关部门进行清理。润滑油高位补充油箱必须充满合格的润滑油。1.2.5 保持润滑油压在0.0960.123Mpa之间。1.2.6 发现下列情况之一者，应立即停机1.2.6.1 推力轴承温度高107。1.2.6.2 支持轴承温度高113。1.2

6、.6.3 轴承冒烟1.2.6.4 润滑油压低0.06Mpa，同时直流油泵联起。1.2.6.5 油箱油位低270mm补油无效。1.3 停机中1.3.1 机组正常停机前应对各油泵进行试验，并对交、直流辅助油泵进行全容量的起动、联锁试验。1.3.2 机组惰走至1200r/min时检查盘车电磁阀及顶轴油泵应自投，否则，手动开启。1.3.3 机组盘车期间低油压保护必须投入，交流润滑油泵运行时，直流油泵不得退出备用。1.3.4 正常盘车期间，当汽缸温度在149以上时不可中断盘车和油循环，如有特殊需要而停盘车和油循环，应有付总工程师及以上领导批准后，按集控运行规程要求执行。1.3.5 机组惰走或盘车过程中，

7、严密监视密封油压的变化。1.4 机组启动、停机、正常运行中严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超标时，应按规程果断处理。2 防止汽轮机严重超速的技术措施2.1 在额定参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器转速以下。2.2 各种超速保护均能正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动。2.3 机组大小修后应做调速系统的静态试验或仿真试验，保证调节系统的速度变动率44.5%；迟缓率0.2%2.4 机组的转速表显示不正确或失效时，严禁机组启动，运行中的机组在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。2.5 透平油和抗燃油的油质应合格，

8、油质不合格时，严禁机组启动。2.6 正常停机时，先打闸，检查有功功率到零，千瓦表停转或逆转后，方可解列发电机，或用逆功率保护动作停机。严禁带负荷解列。2.7 机组大修后，停机一个月以上再启动，甩负荷试验前，运行2000小时（可用充油试验代替）后必须做超速试验。2.7.1 超速试验应由值长统一主持指挥，发电、设备部高级主管参加。2.7.2 危急保安器动作转速定为额定转速的108%110%。2.8 机组运行中应经常化验油质，确保油质合格。2.9 高中压自动主汽门、调速汽门开关灵活，严密性试验合格。机组大修后，甩负荷试验前必须做汽门严密性试验。2.10 定期做好如下试验2.10.1 进行阀门的松动试

9、验。试验时，应在机组长主持下进行。2.10.2 每月进行一次抽汽逆止门活动试验。2.10.3 机组正常运行不具备做超速试验应由喷油试验代替。2.11 运行中发现主、调汽门卡涩时，通知有关人员设法消除。运行中不能消除应停机处理。2.12 在升负荷过程中，当发现负荷升不上去，判断为汽门卡涩后，应先减负荷后增负荷进行汽门活动。2.13 每次停机打闸后，检查主、调汽门，抽汽逆止门应关闭严密。3 防止汽轮机组大轴弯曲的技术措施3.1 汽轮机冲转前必须检查大轴偏心度0.076mm，大轴晃动值不超过原始值的0.02 mm。汽轮机大修后启动时，必须用千分表在每个轴承挡油环上测量主轴的跳动量0.0254mm。3

10、.2 汽缸上下缸温差（指调端高压缸上下部排汽区；中压缸上下两端排汽区）42汽轮机组禁止启动。主汽阀入口温度至少具有56的过热度。3.3 机组冷、热态启动应按“启动时主蒸汽参数”、“冷态启动转子加热规程”、“热态启动推荐值”图表曲线进行。3.4 在任何情况下，汽轮机第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度低56或高111。3.5 热态启动时，应先送汽封后抽真空，汽封送汽前必须充分疏水，确认管道无水后才可向汽封送汽。3.6 汽封供汽必须具有14以上的过热度，低压供汽封汽温度控制在121177之间。3.7 机组未盘车前禁止向汽封供汽。3.8 当高、中压汽封供汽温度小于150或汽封供汽温度与调端高压缸端壁

11、温差小于85时，检查汽封喷水应关闭。3.9 在机组启动过程中，按“汽轮机转速保持推荐值”“冷态转子加热规程” “热态启动推荐值”曲线进行暖机，暖机时间由中压缸进汽温度达到260时开始计算。3.10 在机组启动过程中，要有专人监视汽轮机组各轴瓦振动，汽轮的轴振动应在0.125mm以下，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.254mm时立即打闸停机。严禁强行通过临界转速或降速暖机。3.11 机组运行过程中轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.254mm应立即打闸停机；当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.05

12、mm时，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。3.12 按集控运行规程，当发现有汽轮机水冲击现象时，立即打闸停机。3.13 所有高、低加、除氧器水位保护应投入运行且定期试验，发现加热器泄漏时，应立即停止加热器运行并将抽汽逆止门关闭。3.14 停机后应按及时投入盘车，当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时通知各有关部门及领导，查明原因及时处理。如发生汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车1800进行直轴。当盘车不动时，严禁用吊车强行盘车。停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子

13、弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车1800，待盘车正常后及时投入连续盘车。3.15 机组启动、运行、停机过程中，按防止汽轮机进冷汽、冷水技术措施严格执行，开关各汽水阀门时严防蒸汽、冷空气、疏水、凝结水进入抽汽管、漏汽管、或疏水管返回汽缸。3.16 每班应校对一次除氧器、加热器就地水位表与CRT上水位指示值。4 防止汽缸进冷汽冷水的技术措施4.1 汽轮机组启动、运行、停机过程中防进水保护必须投入运行。4.2 锅炉灭火后应立即关闭各减温水电动门、调整门。4.3 锅炉灭火后，在旁路系统停止运行后，关闭给水泵中间抽头门。4.4 停机后，检查各段抽汽逆止门、电动门和凝汽器补水门应关闭。凝结水补

14、充水泵应切除联锁改为手动控制。4.5 严密监视凝汽器、各加热器、除氧器水位，不得超过正常水位，其溢流、危急疏水应投入自动并定期校验。各加热器水位保护不得退出。4.6 对疏水阀开关的要求4.6.1 机组停机后尚未冷却之前必须开启。4.6.2 机组启动及轴封供汽之前开启。4.6.3 负荷10%额定负荷，再热主汽阀前疏水阀开启。4.6.4 负荷20%额定负荷，再热调节阀前疏水阀开启。4.6.5 负荷降至10%额定负荷，打开再热主汽阀前疏水阀。4.6.6 负荷降至20%额定负荷，打开再热调节阀前疏水阀。4.7 汽轮机停止后每1小时检查并记录一次以下参数直到高压缸第一级金属温度低于150。4.7.1 高

15、压缸上下温差。4.7.2 中压缸上下温差。4.7.3 盘车电流及其晃动值。4.7.4 转子偏心度。4.7.5 胀差。4.7.6 汽缸膨胀。4.7.7 复水器水位。5 防止油系统着火技术措施5.1 油系统管道法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。5.2 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁门。5.3 油管道的法兰、阀门及可能漏油的部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其它热体的保温应坚固完整并包好铁皮。5.4 事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并应有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志

16、牌。5.5 机组油系统管道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已渗入油的，应立即停机处理。油系统的排烟风机要保证运行良好，排烟风机系统的疏油水门要每班排放污油水一次。轴承箱负压维持在2040mmH2o柱。5.6 事故放油池应每月检查一次，发现内部积水应立即通知有关部门进行处理。5.7 经常检查润滑油管道不漏油，密封油差压阀、平衡阀工作正常，各油系统母管油压在正常范围内。5.8 油系统运行区域，要有足够的消防设施。如：沙箱、灭火器等。6 防止除氧器超压爆破的技术措施6.1 由压力容器监察工程师组织在机组大修后或运行三个月按压力容器定期校验的有关规定进行各安全门的整定校验工作

17、。除氧器安全门整定值为0.97Mpa。辅助蒸汽联箱安全门整定压力为：1.47Mpa6.2 机组启动时应试验除氧器进汽门、脱氧门开关灵活。6.3 除氧器正常运行中滑压运行。调整辅助蒸汽联箱压力在0.481.18 Mpa之间。6.4 当汽轮机四段抽汽压力大于0.147Mpa时，检查辅助蒸汽到除氧器供汽门关闭。6.5 正常运行时，经常监视除氧器压力调节阀的工作情况，除氧器压力不得大于汽轮机四段抽汽压力。6.6 严禁在任何一个安全门不严密或误动情况下，闭锁安全门。6.7 每班至少进行一次除氧器就地和远方压力仪表的校验工作。6.8 机组在停机状态下，除氧器排汽门必须在开启位置，各辅助供除氧器供汽门在关闭

18、位置。6.9 机组正常运行中，要经常检查高加疏水至除氧器调整门的工作情况，防止高加无水位运行，高加疏水门自动失灵造成除氧器超压。7 防止锅炉汽包满水和缺水事故的技术措施7.1 确保汽包水位计指示正确，水位保护可靠投入。7.1.1 当汽包水位计有一套发生故障时，首先应维持机组稳定运行，避免加减负荷和进行重大操作，联系有关人员尽快处理，处理时必须办理工作票并写明故障原因、处理方案和危险因素控制措施等，如8h内不能恢复正常运行时应制定措施，经总工程师批准后允许延长工期至24小时。7.1.2 按规程要求对汽包水位计进行零位校验，当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。7.1.3

19、进行水位计校验时，运行人员和校验人员要密切配合，并要求机组负荷在满负荷情况下且运行稳定，试验期间禁止锅炉吹灰。7.1.4 在运行中当发现汽包水位大幅度变化时，应首先分析水位变化的原因，不能盲目操作，如汽包水位变化超过规定值而保护拒动时应执行紧停。7.1.5 冬季应保证汽包水位计测量表管伴热的投入，水位测量小间暖气可靠投入，防止表管冻坏，引起水位指示错误。7.2 汽包水位保护7.2.1 在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验。用上水方法进行高水位保护校验，用排污门放水的方法进行低水位保护校验，禁止采用信号短接的方法校验。7.2.2 在锅炉启动前如果汽包水位保护不完整，锅炉禁止启动。7.2.3 汽

20、包水位保护的投退必须严格执行审批制度。7.3 加强炉水循还泵的运行监视和调整7.3.1 当炉水循环泵差压保护故障不能投用时，应立即停止该循环泵的运行。7.3.2 正常运行时，要求三台炉水泵同时运行，特殊工况下炉水循环泵备用切换时要坚持先起后停的原则，以防止造成汽包水位的波动。7.3.3 加强对炉水循环泵高低压冷却水系通的监视和调整，防止因电机超温造成炉水循环泵掉闸。7.3.4 严格按规程规定对炉水循环泵进行注水和冲洗，确保泵内无气泡。7.4 保证锅炉给水系统、汽包连续排污阀门开关灵活，锅炉启动前应对有关阀门进行开关试验，发现问题及时联系处理。停机期间应对高加入口三通阀进行开关活动试验，确保其在

21、高加故障掉闸时能动作，以防止造成锅炉断水。7.5 电动给水泵保持正常备用状态，按规程进行定期切换试验和检查。失去备用时要制定相应的安全运行技术措施，限期恢复投入备用。7.6 按规程要求调整锅炉燃烧、给水，保证汽包水位正常。7.6.1 机组正常运行中要加强对汽包水位的监视，给水调节应保持自动控制方式，经常检查给水系统的工作情况是否良好，发现自动异常或水位异常时要及时处理。7.6.2 加减负荷要按照规程规定进行，大幅度改变负荷后要稳定1015分钟，以防止因燃烧的变化而导致汽包水位大幅度波动。7.6.3 锅炉负荷在10%以下给水自动采用单冲量控制，10%以上应采用三冲量控制。7.6.4 当因调整不当

22、造成汽包水位上升时，可以用开大连排的方法降低水位至正常范围。7.7 防止省煤器汽化，在锅炉启动初期省煤器再循环门要保持开启状态，当蒸汽流量大于30%MCR时方可关闭。7.7.1 以下情况容易引起汽包水位的变化，运行中要引起注意：7.7.2 负荷增减幅度过快；7.7.3 安全门动作；7.7.4 燃料增减过快；7.7.5 启动和停止给水泵时；7.7.6 给水自动失灵；7.7.7 承压部件泄漏。8 防止制粉系统爆炸事故的技术措施8.1 严格执行电业安全工作规程（热力和机械部分）中有关制粉系统防爆的规定。8.2 制粉系统启动前和停止后要按照规程的规定进行蒸汽消防和冷风吹扫。8.3 定期对排渣箱渣量进行

23、检查，及时排渣；正常运行中当排渣箱渣量较少时也要定期排渣，以防止渣箱自燃。8.4 磨煤机要定期切换运行，防止因长期停运导致原煤仓或磨煤机内部自燃。8.5 停炉前要尽量将原煤仓走空或保持较低的煤位，防止因长期停运导致原煤仓自燃。8.6 磨煤机正常运行中其蒸汽消防系统处于良好的备用状态，保证随时都可以投入运行。8.7 磨煤机正常运行中要加强对磨煤机出口温度的监视，出口温度控制采用自动调节方式，确保磨煤机出口温度小于90。8.8 磨煤机附近消防设施齐全，定期试验合格，运行值班人员要懂得灭火常识。8.9 加强燃煤管理，防止煤中混入雷管等易爆物品。8.10 当发现备用磨煤机内着火时，要立即关闭其所有的出

24、入口风门挡板以隔绝空气，并用蒸汽消防进行灭火。8.11 停磨时要先停将磨出力降至最小，然后先停给煤机，15秒钟后再停磨煤机，以防止磨煤机内积煤自燃。9 防止锅炉炉膛爆炸事故的技术措施9.1 防止锅炉灭火9.1.1 炉膛压力超限保护要可靠投入，炉膛火焰电视摄像装置完好。9.1.1.1 当达到保护值而保护拒动时，要立即按下“MFT”按钮，紧急停止锅炉运行。9.1.1.2 锅炉每次启动前必须进行炉膛负压和“MFT”手动停炉按钮试验，试验不合格禁止启动。9.1.1.3 火监探头冷却风机运行正常，冷却风压要大于7kpa，各参数符合规定。9.1.1.4 当炉膛负压表失灵，不能正常监视炉膛压力或进行炉膛压力

25、调节，短时间不能恢复时，应申请停炉。9.1.2 严格点火操作，油枪要对角投入，严禁缺角运行，当某一只油枪停运无法恢复运行时，要将其对角的油枪退出。点火过程中如某一油枪点火不成功，要及时检查关闭其供油门。9.1.3 锅炉点火前保证至少为满负荷风量的30%通风量对炉膛进行通风吹扫5分钟。当点火不成功时，必须再次执行炉膛吹扫程序方可再次点火。9.1.4 锅炉点火时油枪要按规定顺序投入，9.1.5 启动第一台磨煤机时，必须相邻层的油枪全部投入，且燃烧稳定，火监信号全部返回。9.1.6 制粉系统故障如断煤、棚煤或磨煤机满煤时易引起磨煤机供粉不均或断粉，若处理不当可能引起炉膛灭火，如发生上述情况短时间内无

26、法处理时应停止磨煤机的运行。9.1.7 锅炉低负荷运行中尽量投下层主燃烧器，若锅炉负荷过低且又必须投上两层喷嘴时，需投入油枪，以稳定燃烧。9.1.8 当炉内工况稳定，并至少有两台磨煤机在运行，而且每台磨煤机的给煤机转速高于50%时助燃燃料才可以切除；如果降负荷至两层喷嘴运行，给煤机转速又降至50%以下时，则与运行喷嘴相邻的油枪必须投入，以保证着火稳定。9.1.9 停炉过程中，当油枪投入后，应密切注视和检查油枪的着火情况，发现异常应及时消除后方可继续降负荷。9.1.10 防止磨煤机因失去火检跳闸9.1.10.1 加强对磨煤机火监信号的监视，当发现有一角信号消失时，要立即进行复归。9.1.10.2

27、 当发现有两个角火监信号消失时，要先投入对应的油枪，待调整配风或复归信号使火监信号正常后，再撤油枪。9.1.10.3 磨煤机启动前，要首先检查相应辅助风挡板偏值设置情况。9.1.10.4 磨煤机一次风量偏值设置要适当，当磨煤机出力小于35t/h时偏值应为0，正常运行中，最大一次风量偏值不应超过10km3/h，以保证燃烧器适当的着火距离。9.1.10.5 注意对总燃煤量的监视，以便当煤质较差时加强对火监信号的监视。9.1.10.6 低负荷时，要尽量保持BCD三台磨煤机运行，当机组负荷低于300MW而停止B磨煤机时，应先投油助燃，磨煤机停止后再撤油枪，以避免因燃烧不稳造成A磨煤机失去火监跳闸。9.

28、2 锅炉灭火保护装置可靠投入，加强运行维护与管理。因设备缺陷必须退出运行时，应经总工程师批准，并做好相应的安全措施。9.3 发现锅炉灭火后，要立即检查并切断主燃料供给，对炉膛进行通风吹扫，并尽快去就地核查主燃料确被切除，严禁用爆燃法恢复燃烧。9.4 加强点火油系统的管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。坚持每周五对油枪要定期进行试验，确保油枪动作正确，且燃油速断阀关闭严密。9.5 防止严重结焦9.5.1 燃用煤种要与设计煤种一致，当煤种改变时，要进行变煤种燃烧调整试验。9.5.2 运行人员要经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现有严重结焦，应及时处理。9.5.3 吹灰系统要正常投入，吹灰压

29、力和温度在规定值。当发现有吹灰器不能退出炉外时，应立即联系检修人员处理。9.5.4 加强燃烧调整，投入运行的喷嘴要尽量集中。在锅炉运行中要注意观测火焰监视器、二次风挡板位置显示及炉内火焰情况，定期就地检查各燃烧器、二次风箱风门，发现问题及时处理。10 防止锅炉尾部再次燃烧事故的技术措施10.1 锅炉点火时保证油枪雾化良好10.1.1 油枪投运后要检查其雾化情况，对雾化不良的油枪应及时解列。10.1.2 油枪点火不成功要检查燃油速断阀严密关闭，禁止大量未燃油喷入炉膛。10.1.3 点火结束后，应检查各二次风门在油枪点火位置。位置不正确时要设法处理。10.2 空气预热器蒸汽吹灰系统正常投运，吹灰压

30、力和温度在规定值范围内。当机组负荷在350MW以下或长时间煤油混烧时，空气预热器应采用连续蒸汽吹灰。10.3 空气预热器着火报警装置可靠投入，当发现着火报警时应立即关闭其出入口风烟挡板，投入消防系统进行灭火。在灭火过程中空气预热器应尽量保持运行。10.4 利用停炉机会对空气预热器消防装置进行检查和试验，发现磨损，要及时修补或更换。10.5 定期对空气预热器在停机状态下进行水冲洗，保持受热面清洁。10.6 定期检查空气预热器风烟挡板，确保开关灵活且关闭严密。风烟挡板的密封片要定期检查，对磨损严重的要及时更换。10.7 正常运行中当排烟温度不正常升高时，要检查省煤器和空气预热器处烟气温度的变化，当

31、烟气温度超过规定值时应立即停炉。11 防止锅炉承压部件爆漏事故的技术措施11.1 防止锅炉超温超压11.1.1 锅炉超水压试验和安全阀整定应严格按规程规定执行。11.1.2 严禁锅炉在安全阀解列的状况下运行。11.1.3 加强运行操作维护工作，防止锅炉超温超压。在机组正常运行中，要注意OFA挡板的控制，保证抹级再热器出口管壁温度低于636。11.1.3.1 锅炉升温升压过程中，过热器、再热器疏水门全部开启，待压力达到规定值时再逐步关闭。11.1.3.2 锅炉均匀上水，保持省煤器出口水温度低于对应压力下的饱和温度20。11.1.3.3 按规定进行锅炉各部位蒸汽吹灰，保持受热面清洁，避免受热面大面

32、积结焦或结渣。11.1.3.4 机组启动过程中，要控制炉膛出口烟温小于538，烟温探针可靠投入，机组并网后确认炉膛出口烟温大于540时烟温探针退出运行。严格控制升温、升压速度，特别是在锅炉启动初期，暖炉时间要适当控制，加强对受热面各部壁温的监视，当壁温超限时，立即停止增加锅炉燃烧率。11.1.3.5 停炉后要可靠关闭各减温水门，炉膛吹扫后停止吸、送风机的运行，并关闭风门挡板使锅炉自然冷却。11.1.3.6 机组大小修后启动前要进行汽包、过热器和再热器安全门活动试验；机组正常运行中每6个月进行活动试验一次，确保其能可靠动作。11.1.3.7 正常运行中认真巡检，发现泄漏要及时汇报。11.1.3.

33、8 发现受热面有泄漏时，应申请停炉，以避免扩大事故。11.1.3.9 建立锅炉超温超压台帐，并详细记录锅炉超温超压的原因。11.1.3.10 发现受热面超温超压要尽快采取措施，如采取措施无效且保护拒动时应执行紧停。11.2 防止受热面大面积腐蚀。11.2.1 严格化学监督，锅炉启动时水质不合格不上水；正常运行中，汽包连排电动门保持开启状态，当发现水质超标时要及时开启水冷壁下联箱排污门排污。11.2.2 凝结水精处理设备严禁退出运行。因凝汽器泄漏导致凝结水质超标时要及时查找、堵漏。11.2.3 按规定进行停炉保养。11.2.3.1 停炉时要按要求进行化学加药。停炉时间要适当控制以保证化学药品全部

34、加入，并有充分的循环时间。11.2.3.2 停炉放水要采用热炉放水的方法，放水时各空气门、疏水门和放水门应开启到位。11.2.4 优化锅炉燃烧调整，改善锅炉近壁气氛，避免高温腐蚀。11.2.5 严格给水回收标准，不合格的疏水不得回收。11.3 防止炉外管道爆破。发现炉外管道泄漏要及时汇报。对管系振动、水击等现象要及时分析原因并及时处理。11.4 防止炉本体和管道膨胀受阻。11.4.1 点火及升压过程中记录、检查炉本体、汽包和管道膨胀的膨胀情况。11.4.2 启动初期保持燃烧均匀，防应止因燃烧偏差引起过大的膨胀偏差。11.5 防止蒸汽吹灰吹损受热面。11.5.1 定期进行吹灰器的试验和维护，确保

35、能可靠投入，不发生卡涩现象。11.5.2 当发现有吹灰器犯卡而退不出炉外时，要立即联系检修人员处理，在检修人员到达现场前运行人员应先采取就地退出的措施，并保持有少量的蒸汽通过吹灰器，防止因通过吹灰器的蒸汽量过大吹损受热面或因停止供汽而使吹灰器烧损。12 防止电缆火灾事故的技术措施12.1 电缆火灾的防止：12.1.1 电缆有无受临近高温设备烘烤，而引起电缆绝缘部分老化、损坏的现象，有无承压高温设备突然破裂后将介质喷射到电缆的可能。12.1.2 电缆排上有无严重积粉现象，对于易积粉的地方有无积粉自燃的现象。12.1.3 电缆沟道内积油或渗油，防止充电电气设备的油流入电缆隧道内，在设备起火时引燃电

36、缆。12.1.4 电缆沟盖板是否严密，防止因电缆沟盖板不严，电焊渣火花等火种误入电缆沟而引起电缆着火。12.1.5 电缆隧道内有无漏水、积水和电缆漫水现象，防止长期水浸泡电缆而造成电缆绝缘降低而发生爆炸，造成火灾。12.1.6 检查电缆有无发热、鼓胀现象，特别是对高压电缆和电缆接头应加强检查。12.1.7 严格控制在电缆附近，隧道内的动火作业。12.1.8 电缆上无重物积压而造成绝缘损伤的现象。12.2 电缆防火阻燃情况的检查：12.2.1 通往主控室电缆夹层的孔洞盘柜的电缆孔，都应进行密实可靠的封堵处理。无采取木版之类易燃材料作为封堵材料和承托的现象。12.2.2 易受外部着火影响的电缆区段

37、，加装的罩盖，封闭式槽盒以及其它的挡火措施齐全。12.2.3 在主隧道中设置的防火隔墙完整，孔洞堵塞严实，阻火隔断门齐全、关闭。12.2.4 对防火墙附近的电缆涂着的防火材料良好，无漏洞和脱落的现象。12.3 灭火装置的检查：12.3.1 定期全面检查消防装置的良好备用及运行状态，一旦发生火情，能迅速启动。12.3.2 对于固定的自动灭火装置，必须保持齐全、完整，损坏的装置应及时更换。13 防止电气误操作事故的技术措施13.1 防止电气误操作事故，首先必须从各级管理人员着手抓起，保证各级管理、指挥人员的正确指挥与合理协调，在安全管理上要尊重科学，尊重客观现实，杜绝违章指挥。13.2 建立良好、

38、合理、畅通的操作联系制度，在操作命令的上传下达过程中，不管何种方式都必须保证其正确性，当接令人对操作任务发生疑问时，发令人应予以解答，使操作人员心中有数。13.3 加强安全管理，提高职工安全意识13.3.1 加强职工业务培训和安全思想教育，使每个职工通过学习养成良好的工作作风，严细的工作态度和强烈的工作责任感。13.3.2 每个职工通过学习以往的误操作事故通报和案例，要认清习惯性违章的“顽固”性和“危害”性，要清醒地认识到反习惯性违章是艰巨而长期的任务。13.3.3 正确使用防护用品和安全工器具，确保工作人员的人身安全。13.3.4 定期进行事故预想和反事故演习。 13.4 在操作过程中，应严

39、格执行电力安全工作规程的有关规定和“两票”制度。13.4.1 应填写操作票的工作必须填写操作票。实行操作监护制度，操作票的执行过程要规范、合理。杜绝无票操作。13.4.2 在操作过程中，必须实行唱票、复诵、三秒思考后方可操作。13.4.3 执行完后的每一项均应立即打“”，禁止提前或操作完毕后集中打“”。13.4.4 在操作中发生疑问时，禁止操作人员私自改动操作票的内容或倒项、跳项、漏项、添项后进行操作，如必须进行上述变动时，应由值班负责人（单元长、值长）批准方可进行。13.4.5 对于重要或重大的操作，应由值长或单元长监护，对本系统熟悉的主岗人员进行操作，专业管理人员应现场监督操作执行情况并对

40、操作的技术问题严格把关，对违反操作原则和不合理的操作应立即予以制止。13.4.6 对电气倒闸操作实行动态管理，过程控制，及时发现问题，及时纠正。13.5 对安全用具应规范管理，合理使用。13.5.1 专人保管，定期存放，经常保持良好状态。13.5.2 根据安全用具的有关规定，及时定期送交有关部门进行试验，合格后方可继续使用，不合格的安全用具禁止使用。13.5.3 有可能时在使用前进行必要的检查和试验，以确认其良好，谨防因安全用具损坏而误导操作人员出现误判断误操作。13.5.4 使用完后的安全用具，要及时交专责人收管，禁止乱扔乱放。13.5.5 安全用具只能供操作专用，禁止当作其它的工具使用。1

41、3.6 加强对接地线（接地刀）的管理13.6.1 6KV带接地刀的开关送电前应先检查接地刀三相断开。13.6.2 合开关接地刀前应检查开关确在试验位置、分闸状态。13.6.3 临时接地线拆装应按正确的顺序操作：装设接地线应先装接地端，后装导体端；拆接地线的顺序与此相反。13.6.4 进行接地线（接地刀）操作后，应在接地线登记簿中详细记录接地线的位置和编号。接地线（接地刀）拆除前应查阅接地线登记簿，查找到相应的接地线（接地刀）记录后方可拆除地线（接地刀），若查找不到必须查明原因并确认具备拆除条件后方可拆除地线（接地刀），操作完要记录拆除时间。13.7 采取技术防误措施：13.7.1 防误闭锁装置

42、必须经常良好的投入工作，在正常运行中如需退出工作或进行检修时，必须履行有关的手续，任何人不得私自退出防误闭锁装置。13.7.2 防误闭锁装置的紧急解锁工具、钥匙应严格管理，不得随意外借。必须借用时，应经值班负责人（值长）批准。13.7.3 在操作中，如确因防误闭锁装置出现问题，应查明原因，需要人为解锁时，必须经值班负责人（值长）同意后方可解除闭锁，禁止操作人员私自解除防误闭锁进行操作。13.7.4 对于有问题的防误闭锁装置，应及时通知检修进行检查处理。13.7.5 对于在操作中一些习惯性的违章操作，实质上已构成人为解除电气闭锁，较为普遍的表现在220KV倒闸操作过程中，直接操纵隔离开关的动力回

43、路接触器，特别是在原因不明的情况下，尤应引起注意，在不能确认为电控回路故障，特别是在有闭锁操作脉冲的情况下，禁止直接操纵动力回路的接触器。必须进行上述操作时，应经值班负责人（值长）批准后方可执行。13.8 强化运行人员的劳动保护用品配备，特别是在高电压回路上进行操作时，应佩带静电报警装置，防止操作人员误入带电间隔造成触电、短路等事故的发生。13.9 对操作中的不规范，不合理现象，加大考核力度，有效利用考核手段辅助操作的安全性与合理性。13.10 加强有关规章制度的学习贯彻与落实，强化技术培训，使操作从技术上、管理上都得到有力的保障。14 防止发电机损坏事故的技术措施14.1 日常管理14.1.

44、1 为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行发电反事故技术措施、发电反事故技术措施补充规定、300MW机组集控运行规程（合订本）和电气检修规程等各项规定，并重点要求如下：14.1.2 加强对发电机的绝缘监督工作14.1.3 加强对汽轮发电机的运行、维护管理工作。尤其是氢系统、冷却水系统和密封油系统的运行调整，监视发电机铁芯和绕组温度。14.1.4 发电机励磁系统可靠运行14.1.5 发电机保护装置应正常投运，按规定定期试验和检修14.2 运行方面14.2.1 防止发电机的定子和转子绝缘损坏事故14.2.1.1 发电机的额定氢压为0.3MPa，在额定氢压下运行时的漏氢量不得大于10m3/day。

45、14.2.1.2 发电机正常运行期间的氢气纯度必须98%，含氧量1.2%。若氢气纯度98%时，必须补排氢使氢气纯度98%；当氢气纯度下降至95%时，应立即减负荷并进行补排氢；若氢气纯度继续下降至90%时，应立即停机排氢进行检查。当氢侧密封油泵停用时，应注意氢气纯度在90%以上。14.2.1.3 严格控制发电机壳内的氢气湿度，把氢气的含水量降至最小。额定压力下绝对湿度应 4 g/m3 ，防止氢气湿度过大而导致发电机绝缘水平的下降。14.2.1.4 当氢压变化时，发电机的允许出力由绕组最热点的温度决定，即该点温度不得超过发电机在额定工况时的温度。不同氢压、不同功率因数时发电机的出力应按容量曲线带负

46、荷。当氢压太低或在CO2及空气冷却方式下不准带负荷运行。14.2.1.5 合理调整密封瓦的密封油压，防止因密封油压力不合理造成氢气外泄和密封油向机壳内大量泄漏，从而引起发电机的绝缘老化。运行中严格控制密封油的氢油压差为0.085Mpa。14.2.1.6 合理控制内冷水的温度，一般在4550，氢气进风温度控制在451，防止因内冷水温度过低而使定子线圈温度下降，在发电机壳内结露，当长期运行时，会造成发电机的绝缘水平降低，严重时会腐蚀发电机的绝缘。14.2.1.7 定子冷却水系统补水的进口压力为0.2MPa，其允许的最高进水温度为50。14.2.1.8 发电机氢压与定子冷却水的压差必须在0.035M

47、Pa以上。当压差低至0.035MPa时报警。14.2.1.9 定子冷却水电导率正常运行时应1.5s/cm，当水电导率1.5s/cm时应及时发出电导率高报警。14.2.1.10 当定子冷却水电导率2s/cm时，应采取更换冷却水等措施，设法降低电导率至正常。14.2.1.11 当定子冷却水电导率升至9.5s/cm时发出电导率高高报警，汇报领导，做好停机准备。14.2.1.12 应及时排放发电机壳底部的液体，监测发电机内部的积水情况，并根据积水情况分析发电机的绝缘情况。14.2.1.13 发电机整流屏内的温度不应超过65， 检查整流屏风机入口滤网无堵塞。否则及时进行清扫。14.2.2 防止发电机损坏

48、事故14.2.2.1 禁止发电机的无励磁运行。14.2.2.2 发电机在高力率运行时，自动励磁调节器必须投自动运行，如果励磁调节在手动方式，则必须控制功率因数一般应在滞相的0.95以内运行。防止发电机的失步。14.2.2.3 未做进相试验的发电机，在不明确其进相能力的情况下，禁止进相运行，可以进相运行的发电机，在自动励磁调节器未投自动的情况下，禁止进相运行，并且在进相运行中，自动励磁调节器必须具备低励限制的功能方可。低励限制保护必须可靠投入。14.2.2.4 进相运行时应加强对发电机本体和运行参数的监视，发电机铁芯温度超温。14.2.2.5 防止发电机的非全相运行和不对称运行。严格控制发电机的

49、负序电流，防止长时间因负序电流过大而烧坏发电机转子。14.2.2.6 严格执行发电机紧停规定，应停必停，谨防因时间的延误而损坏发电机。14.3 防止发电机氢气系统爆炸和着火事故14.3.1 运行中氢冷发电机及其氢系统范围内严禁烟火，如需进行明火作业或检修试验等工作时，事先必须检测漏氢情况，对气体取样分析，确认气体混全比在安全范围内，方可办理动火工作票，经审查批准后，由专人监护下方可工作，上述工作如需超过4小时，应重新进行上述检测化验工作。14.3.2 运行中的发电机附近严禁放置易燃易爆物品并且禁止在充氢管道上搭接电焊机地线14.3.3 发电机运行中应检查排烟风机可靠运行，并且定期从排烟机出口和

50、主油箱取样，监视其中含氢量是否超过规定值（2%），如超过时应查明原因，并消除。14.3.4 密封油泵工作、备用切换应正常，并做好定期试验记录。14.3.5 运行人员发现补氢异常增大，则应迅速联系有关人员查清漏点，及时消除。14.3.6 机内氢气纯度应保持在98%以上，含氧量1.2%。超过这些限度时应排补氢，然后再充入纯净的氢气，直到氢气纯度合格。14.4 防止发电机非同期并列14.4.1 并网操作时，严格执行并网操作票，发现同期回路有问题时，应立即停止操作，并退出装置运行。14.4.2 机组并网之前，若发现主开关控制回路有故障，或者直流110V接地时，应立即断开主开关控制电源，退出励磁，进行检

51、查。14.4.3 机组长时间不能并网时，应断开发电机出口刀闸。做假同期试验时，应加强检查、联系，确认出口刀闸在断开位。15 防止大型变压器损坏事故的技术措施15.1 防止变压器绝缘损坏事故15.1.1 运行中的变压器应检查各部位无渗油现象， 变压器本体无积水，以防止水分和空气进入变压器引起变压器绝缘损坏。15.1.2 变压器的呼吸器的油封应保持一定油位并保持畅通，干燥剂保持干燥，保证吸湿效果良好。15.1.3 定期检查保证变压器的防爆膜、压力释放阀完好，防止与空气直接连通，造成变压器的油中水份含量增大，使油的绝缘性能变坏。15.1.4 在给变压器补油时，应注意储油箱中的油质合格，防止因补油而引

52、起油质恶化，并且禁止由变压器的底部给油箱补油，防止空气和油箱底部杂质进入变压器身中，特别是防止金属杂质进入变压器内部。15.1.5 当轻瓦斯保护动作后发出信号时，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除。15.1.6 运行中的变压器瓦斯保护，应当可靠地投入，不允许将无保护的变压器投入运行，如工作需要将保护短时停用，则应有措施，事后应立即恢复。变压器的主保护差动与瓦斯保护不允许同时停用。15.1.7 要对变压器绕组温度、上层油温进行重点监视，当接近报警温度时，要及时对负荷、冷却器及环境温度等进行对比性综合分析，并进行有效控制，争取做到及时发现变压器内部的潜在故障。

53、15.1.8 对油流指示器指示位置要仔细检查，一旦发现潜油泵停运要及时开启，否则油温会很快升高威胁变压器安全运行。15.1.9 经常检查变压器的避雷器动作记录器，并做好动作次数记录，发现避雷器动作后，应设法停运变压器并进行检查。15.1.10 对变压器本体油样孔螺栓要重点检查，防止检修人员取样后未紧固造成漏油。15.1.11 变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生游离、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。15.1.12 防止变压器的线圈温度过高，绝缘恶化和烧坏。合理控制运行中的顶层油温温升。特别是对强迫油循环冷却的变压器，当上层油温温升上升超过允许值时应迅速控制负

54、荷，油温温升保持在规定范围内，否则变压器降负荷运行。在变压器过负荷运行期间，也必须严密监视其油温温升在规定值以内，并尽量压缩负荷，减少过负荷运行的时间，防止长期高温运行引起绝缘的加速老化。15.2 防止变压器损坏事故15.2.1 定期对变压器引线接头进行测温，防止接触不良造成过热。15.2.2 定期对变压器冷却风扇进行检查，定期对变压器的绝缘油的色谱分析和化学监督，保证变压器的油质良好。15.2.3 经常检查变压器的中性点接地情况，防止变压器过电压击穿事故的发生。15.2.4 经常检查变压器的套管清干净、无裂纹，防止变压器的套管闪络。15.3 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁将无保护的变压器

55、投入运行。如因工作需要将保护短时间停用时，应有相应的措施，事后立即恢复。15.4 发生过出口或近区短路的变压器，必须进行必要的电气试验和检查，以判明变压器中各部件无变形和损坏。15.5 加强对充油套管油位的检查，如发现充油套管中缺油时，应查找原因并进行补油，对有渗漏油的套管应及时处理。15.6 加强变压器的防火工作，完善变压器的消防设施。16 防止开关爆炸损坏事故的技术措施16.1 操作前应检查开关及所带设备的地刀、接地线是否全部拆除，防误装置是否正常16.2 设备或开关在检查和检修后，送电之前要对开关、电缆及设备进行摇绝缘正常方可送电16.3 开关操作前要检查控制回路、辅助回路、控制电源或操

56、作机构均正常，储能机构已储能，具备运行条件16.4 为防止开关灭弧室烧损及爆炸，应合理调整系统运行方式，对开关开断容量不足的开关必须限制、调整、改造、更换。16.5 合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。16.6 从继电保护上采取相应措施，辅助一次设备、控制开关的跳闸顺序，对有过流闭锁的回路，必须做到良好、可靠的实现闭锁。16.7 经常注意监视开关灭弧室灭弧介质的运行状况，保持开关气压正常，发现开关的灭弧介质外漏时应及时通知检修处理，严禁在开关严重缺乏灭弧介质的情况下运行。在发现开关漏气且不能维持正常运行时，应立即拉开开关的控制直流，防止开关慢分闸。16.8 定期检查套管，支持瓷瓶及绝缘子的污秽程度，防止因绝缘瓷瓶脏污而导致发生闪络。16.9 在开关检修后的投运前，应做开关的合、跳闸试验，做到合跳闸铁芯动作灵活，无卡涩现象，防止拒分或拒合。16.10 合理维护直流操作电源，防止因直流电源故障而造成开关拒动及烧损事故。保证直流电源供电的可靠性和直流电压的正常规范。16.11 防止真空开关漏气及受潮。16.12 真空开关的触头室应密封良好，瓷瓶无裂纹，发现有裂纹应及时联系处理。16.13 必须严格监视开关的绝缘电阻，对绝缘电阻不合格的开关严禁投运。17 防止全厂停电事