反事故技术措施和重点反事故管理要求

1、反事故技术措施和重点反事故管理要求一、汽机专业1 防止小机异常导致的机组跳闸事件1.1对给水泵并联运行的机组，在机组检修后应进行机组负荷挠动时的给水泵流量特性试验、转速指令跟踪性能试验，使给水泵的上述特性一致，确保汽包水位自动调节品质优良。1.2对运行人员进行有针对性的培训，掌握给水流量变化与汽包水位变化之间的对应关系，当汽包水位变化时，提前控制给水流量，提高汽包水位调节的水平。 1.3加强运行监盘管理，当发现给水自动退出、给水流量或水位波动过大、最小流量阀动作等异常情况时，及时进行调整，果断采取措施，避免汽包水位引发的机组跳闸事件发生。2 重视汽轮机突发振动异常及异音，防止通流部分部件脱落引

2、发更严重的汽轮机事故2.1 如果机组有突发振动异常或异音时，应重点监视，并对振动情况进行分析，判断是否为部件脱落引起。2.2 提高检修质量，严格把好检修质量验收关口；对可能会发生部件脱落的部位（如汽封部件、叶片围带等）应做重点检查。2.3 对于已经发生过部件脱落的同类型的机组，运行中在振动方面应进行重点监视，在机组检修前应提前做好相应准备，并列为检修中的重点检查、检修项目。2.4 如果围带等部件脱落经双方确认属设备设计、制造或安装问题，应督促厂家进口改进设计，其它同类型机组应进口安排更改。2.5 在机组大修进行汽封检修或改造时，要避免片面追求汽轮机效率而过于缩小汽封间隙，以防止机组启动困难，动

3、静磨损严重而引起轴封部件脱落。 3 防止高压旁路减温水系统泄漏带有高中压串联旁路的机组，高旁减温水系统泄漏是造成汽轮机汽缸进水的重要因素，尤其是机组采用汽动给水泵启动方式的机组，高旁减温水阀门内漏问题更应重视。机组在启动前，应重点监视高压旁路后管道温度变化趋势以及汽轮机下缸温度，以及机组盘车运行情况。如果发生汽轮机下缸温度剧降或明显由于汽缸进水造成的盘车电流大幅度摆动，则应立即停机，进行缸体疏水，防止事故扩大。机组的高旁减温水如存在阀门不严密的情况，应紧急采取应急措施，并在机组停运第一时间消除阀门内漏。4 防止顶轴油系统不稳定造成机组停机后轴瓦磨损当前汽轮机组顶轴油系统多存在母管压力不足造成的

4、轴系无法盘车或磨损现象，针对次情况，应重点做好以下工作：4.1顶轴油管路在油冲洗过程中措施到位，真正做到管路冲洗时间和油质达到要求，防止因管路冲洗不合格造成轴瓦磨损。4.2在顶轴油系统投运同时，检查顶轴油管与轴瓦接头要严密、无泄漏。4.3顶轴油泵设计有余量，在调整各轴瓦顶起高度时，供油母管压力不允许波动。4.4顶轴油流量调节阀应有锁定装置，防止因机组运行产生振动造成调节阀松动。5 EH油系统高低压蓄能器定期检查为防止汽轮机在调速汽门大幅度动作时跳闸，针对EH油系统高、低压蓄能器的相关要求如下：5.1设备初次安装，要对高压、低压蓄能器进行压力检测，实测压力不足的要充压到设计值。5.2对高低压蓄能

5、器进行定期压力检测，并保证压力满足运行要求。5.3任何蓄能器不允许随意退出运行。6 防止主机冷油器在机组运行期间消缺造成轴瓦断油机组运行期间，如果单个主机冷油器系统必须进行消缺，则应注意以下事项：6.1如果冷油器故障部位无法消压处理，不允许强行消缺，应安排停机后消缺。6.2冷油器在消缺前，已经进行过切换试验，并能够确认运行冷油器和备用冷油器的位置。6.3消缺前，顶轴油系统切换到能够可靠的油源。6.4系统消缺期间，主机润滑油压力低保护必须正常投入。7 防止哈汽厂600MW机组中压主汽门卡涩哈尔滨汽轮机厂600MW机组中压主汽门为板式阀门，在机组热态启动中易发生卡涩现象。针对此类型汽轮机，应重点做

6、好以下工作：7.1阀门安装时，对阀门轴的间隙进行核对，要考虑再热蒸汽温度对门轴的影响。7.2中压调速汽门安装时，如果不安排现场解体，应安排专人到制造厂对阀门的动静之间的结合情况进行检查，确保阀门不泄漏。7.3中压主汽门前后的通风阀在安装前确认其开关状态是否正确。二、锅炉专业1 防止锅炉再热器系统更换管束时因施工工艺问题导致管内堵塞超温1.1对于进出口压差小，出口带有缩径管的锅炉再热器系统更换管束时，研究改进氩弧焊接工艺，选择质量好的水溶纸进行充氩密封，纸张尽量薄，将纸撕碎后外加水容纸包裹成球状。1.2锅炉冷态启动中，严格按照规程的启动曲线，控制升温升压速度，控制炉膛出口烟温，避免超温。对于燃用

7、贫煤的锅炉应用微油点火方式时，应采取措施避免因燃烧不充分造成的受热面超温现象。2 防止流化床锅炉强制冷却过程中发生尾部燃烧2.1流化床锅炉强制冷却时，严禁启动二次风机进行冷却。启动二次风机进行冷却，将带来如下问题：（1）给尾部烟道提供大量新鲜空气；（2）炉膛中部分物料进入尾部烟道；（3）水平烟道和尾部烟道上部的积灰吹至空预器灰斗，而不能被带走。2.2正确的方法是开启引风机和床料上部的各人孔门进行控制冷却速度，逐渐把尾部烟道累积的可燃气体抽出，防止尾部烟道二次燃烧。3 防止贫煤锅炉冷态启动过程中的尾部燃烧3.1贫煤锅炉冷态启动过程中，如采用等离子点火或微油点火方式，要特别加强对燃烧状况的监视与调

8、整防止发生尾部二次燃烧。3.2点火过程中油煤混烧时要精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止因燃烧不良，使未燃的油和煤粉进入尾部受热面而沉积。3.3等离子点火、微油点火过程中，应增加空气预热器吹灰次数以至连续吹灰，吹灰前应认真进行疏水，防止因疏水带入，造成空气预热器堵塞。3.4煤种偏离设计值，或有较大变动及煤中灰分较大，燃烧不良时，应停止用等离子或微油方式冷态启动锅炉。4 防止锅炉干除渣系统结渣4.1对燃用煤种的渣粘结性较强的机组，禁止将除渣方式改造为干除渣方式。4.2对锅炉的干除渣系统，应优先配煤，不供或尽量少供渣粘结性强的煤。5 防止锅炉吹灰器引发的机组异常5.1吹灰器发生故障时，应在

9、第一时间安排对对应受热面的检查，防止受热面吹损泄漏。5.2机组进行供热改造后，应对锅炉吹灰对应的负荷段要求进行修正，防止锅炉应吹灰而未吹灰造成锅炉结渣、落大渣现象的发生。6 防止直吹制粉系统引润滑油系统原因造成的突然停运制粉系统启动前对油系统进行详细检查，确保油系统运行正常。在制粉系统运行中，如果对油系统内的滤网进行清理恢复时，要缓慢进行注油，防止大开阀门注油造成油压突然降低跳磨。7防止压缩空气断气或气压不足造成锅炉运行工况波动造成锅炉MFT机组在运行中压缩空气断气或气压不足会造成气动阀门无法控制，但是在自动协调方式下，阀门指令会随工况的变化进行调整（阀门不动），当压缩空气恢复时，气动阀门会大

10、幅度进行开关，造成运行工况大幅波动，严重时会造成锅炉MFT。当发现压缩空气断气或气压不足时，首先解除协调自动运行方式，检查各气动阀门实际开度与指令的偏差，及时将阀门的指令与反馈调整一致。8 防止引进型300MW循环流化床锅炉外置床爆管针对当前引进型300MW循环流化床锅炉频繁出现的外置床爆管的状况，强调、补充预防与处理措施如下：8.1充分认识外置床爆管造成的严重后果，做到逢修必检。8.2检修中要重点检查管卡松动与损坏情况，检查管卡对受热面的磨损情况。对于磨损较严重或者已经出现磨损的位置要具体分析磨损原因，采取相应措施处理，如在管排之间加装有防震板，加大吊挂管和管卡的固定防止松动等。8.3运行中

11、外置床的运行风量不宜过大，减轻受热面的震动和磨损。8.4运行中要注意监视补给水量、引风机电流等参数，判断是否有爆管现象出现，并通过外置床各室差压、温度等参数及时判断是否为外置床爆管及哪个外置床爆管，通过外置床的声音异常也能发现爆管的外置床。8.5确定外置床爆管后必须在2小时内完成停炉，不能拖延，否则已经爆管的管排蒸汽会夹杂床料迅速磨损相邻管排，造成爆管事故的迅速扩大。8.6停炉过程中要尽量维持汽包水位，同时根据汽温、气压关闭锥型阀，并排放爆管的外置床的床料。对于不能维持水位的情况要紧急停机，通过高低旁保证爆管受热面的正压，避免床料反灌入受热面。9 防止引进型300MW循环流化床锅炉锥型阀磨损与

12、烧毁锥型阀是引进型300MW循环流化床锅炉的核心设备之一，价格也相对昂贵，针对当前已出现的锥型阀问题，强调、补充防范措施如下：9.1锥型阀锥头处的防堵压缩空气只有在锥型阀处出现物料堵塞时才使用，正常运行及停运时要关闭，避免夹杂循环物料的压缩空气磨损锥头。9.2认识锥型阀冷却水缺失造成的严重后果，将其列入点火前重点检查内容。9.3对于未增加锥型阀冷却水回水流量的机组，要增加回水流量计，并进入DCS和流量低声光报警，做到运行中的实时监测冷却水是否正常。三、电气专业1 发电机和电动机1.1 加强发电机滑环碳刷的检查与维护。应定期检查滑环碳刷的均流情况；注意测量碳刷及滑环处的温度；使用的碳刷应尽量使用

13、同一厂家、同一批次的产品；新碳刷使用前，应尽量磨配；定期清理滑环及风道附近的碳粉和灰尘等脏物，保持滑环系统清洁，绝缘良好。1.2 对于哈尔滨电机厂生产的135MW（包括150MW）等级空冷发电机，运行时加强端部铁芯温度的监视，大修时加强定子端部铁芯的检查，有条件时做铁芯损耗试验，防止铁芯过热故障的发生。1.3 为防止发电机和大容量电动机轴电压、轴电流造成设备部件电蚀等损害，衍生较大设备问题，应定期检查、检测“轴承座加装的绝缘、大轴加装的接地碳刷”等措施可靠落实。1.4 预防湿绕组炉水循环泵电机故障。加强湿绕组炉水循环泵运行管理和检查，防止高温炉水进入电机腔室，损坏电机；加强高低压冷却水水质监督

14、，防止水质不合格造成电机损坏；发现炉水循环泵效率下降、电机定子绕组绝缘降低或振动大，应及时进行冲洗或检修，防止电机故障的发生。1.5 为防止发电机漏水，在机组大修时严格按照要求开展冷却水路密封性检验，可采用水压检漏法或气体检漏法，重点应对水电连接处及绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。1.6 应监测氢冷发电机油系统、主油箱内、内冷水箱内的氢气体积含量，当内冷水箱内的含氢量达到3%时应报警，漏氢量的增加除可能发生氢爆外，漏氢的原因可能是因引水管破裂、密封接头松动、定子线棒绝缘磨损等故障引起，为防止扩大为定子绕组绝缘事故，一

15、旦发现内冷水系统漏入大量氢气，或确认已经机内进水，应立即停机处理。上述地点应安装漏氢在线监测装置，并有防氢爆措施。1.7 哈尔滨电机厂2005年前后生产的300MW水氢氢汽轮发电机，运行中应注意检查发电机噪声是否存在异常，噪声逐年增强且有发展趋势的应在停机时安排铁心检查。2 厂用电2.1 安装在可能对操作人员或一般公众造成危险的地点的开关柜，必须选用IAC级（内部故障级别）产品。2.2 对未严格按照设计要求设置泄压通道或压力释放装置的高压开关柜，应结合年度技术改造计划，采取加装泄压通道或压力释放装置、加固柜门、更换防爆螺栓等手段完成技术改造工作。3 升压站3.1 加强电流互感器和套管末屏接地检

16、测、检修及运行维护管理。对结构不合理、截面偏小、强度不够的套管末屏应进行改造；对末屏采用螺栓式引出的套管，检修时要防止螺杆转动，检修结束后应检查确认末屏接地是否良好。3.2 断路器每次开断短路电流后，应结合之前开断情况，计算其累计电寿命，对于达到厂家规定值80%及以上的，应综合运行、试验情况，采取检修、停用重合闸等措施。3.3应在进行停电、检修等工作时重点检查避雷器下起绝缘支撑作用的纯瓷瓷柱上法兰铸件与瓷套结合处，避免出现瓷柱断裂，严禁作业人员违反规程攀登避雷器或使用梯子靠在避雷器上攀登。3.4断路器三相位置不一致保护应采用断路器机构箱内三相位置不一致保护，如时间继电器能够提供信号接点，则应将

17、保护动作信号接入监控系统。3.5 对于新建的电厂敞开式升压站应在110-220kV进出线间隔入口处装设金属氧化物避雷器（MOA）。对于已运行的电厂敞开式升压站应制定计划在110-220kV进出线间隔入口处加装金属氧化物避雷器。4 变压器4.1为防止变压器套管故障，500kV进口套管投运后，宜取油样进行一次油色谱、微水检测，取样应由制造厂配合进行。（注：2010年2月，某500kV变电站主变高压侧套管（OTF1675-550-BE10B，德国HSP公司生产，2007年1月生产）绝缘油内氢气含量为6352.94L/L，远超过注意值500L/L。）5 GIS5.1开展GIS设备超声波局部放电检测、超

18、高频局部放电检测和SF6气体分解物检测，及早发现内部放电隐患。（某厂GIS内部闪络）5.2加强对GIS设备SF6气体渗漏的检查、处理，特别对盆式绝缘子处的渗漏应及时处理，防止由于盆式绝缘子开裂造成气体大量泄漏或引发内部故障。（某变电站GIS盆子漏气）6 励磁系统6.1加强UNS3020转子接地保护的运行监测和检查UNS3020转子接地保护由UNITROL 5000励磁调节器配置，采用惠斯顿电桥原理，灵敏度高，输出的检测电压U+为几百mV，易受现场运行环境的影响而破坏电桥平衡，某600MW机组因该保护误动致机组跳闸。为避免类似情况再次发生，建议如下：6.1.1采用UNS3020转子接地保护的机组

19、，检修时对转子接地保护的检测电压U+进行测量，要求该值100 mV；6.1.2 UNS3020装置用的转子接地检测电源为AC220V电源，如果该段电源负荷变化较大或与之关联较大的段进行了变频改造，UNS3020装置电源会有所变化，可能破坏电桥平衡，此情况下应加强U+的测量；6.1.3 对本厂各机组转子接地保护进行核查，是否采用了UNS3020转子接地保护，对于该保护在退出状态的，应断开连接线，避免和其它类型的转子接地保护并线运行；6.2 UNITROL 5000型调节器在调节器直流工作电源送电的时候，跳闸继电器K01会动作，发出跳闸令某机组调试期间在励磁调节器送电时发出跳闸令，导致500kV

20、升压站3/2接线的开关跳开，影响较大。发生该问题的原因是UNITROL 5000型调节器在调节器直流工作电源送电时，跳闸继电器K01会动作，发出跳闸令。该问题的严重性在于现在很多电厂的升压站采用3/2接线方式，机组在停机状态时，升压站采用完整串运行，主开关仍然在合位，以保证系统安全性。如果机组起机时，励磁调节器送电之前励磁系统故障跳闸压板已在合位，则在励磁调节器送电的时候，会误跳主开关。为避免此问题的再次发生，建议电厂完善运行规程，在机组启动过程中，励磁系统故障跳闸压板要等到励磁调节器电源送上之后再投入。四、热控专业1 对新建机组热控保护系统的接线和关键装置器件的布置进行检查，确保竣工图纸资料

21、与现场实际相符合，消除基建安装调试遗留的事故隐患。2 修改DEH控制逻辑，增加高调门晃动时强制关闭高调门的逻辑。（取消本条）3 加强炉膛压力开关测量管路的定期吹扫工作的执行，并根据煤质情况适当增加吹扫次数。4完善超临界机组给水流量保护系统，使之满足给水流量测点中当有一点或二点故障退出运行时，逻辑判断自动可靠转换为二取一或一取一逻辑判断方式。5 为防止风烟系统和制粉系统设备故障引发MFT，停运辅机有关的隔离挡板、关断挡板应快速关闭。（取消本条）6 加强磨损严重区域的温度元件、执行机构巡检。7 设置温度跳变剔除逻辑现在电厂中的大型辅机都存在温度测点超限保护辅机跳闸的逻辑，而辅机跳闸又影响机组的安全

22、稳定运行，所以保证温度测点正常使用是十分重要的。在现场机组运行中，测点受环境影响会发生温度跳变，一旦越限，极易造成辅机的误跳。所以应加入对测点温度进行变化速率和坏质量判断的逻辑，一旦温度变化速率超过限值或测点坏质量就从逻辑中剔除该点并报警，由检修人员检查处理，降低因温度测点故障造成的误跳。8 汽包水位、除氧器水位等三冲量调节回路中增加流量跳变切除自动逻辑由于很多机组的汽包水位、除氧器水位等调节回路使用给水流量、蒸汽流量、速度级压力等测点参与调节，当流量测点发生突变（未变坏点）时副调为使流量平衡会发生大幅变化，影响机组安全，因此应增加参与调节测点跳变切除自动的逻辑。9 气动门气源中断恢复时气动门

23、状态检查由于各种原因造成气动门气源中断，在气源恢复时应对所有气动门（包括调节门）的状态进行检查，防止气动门状态变化带来危险。10设置合适的运算时间由于目前大多数DCS系统的逻辑模块是固化好的，只需设置一些常用参数，其中包括运算时间等，要理解各时间之间的关系，例如：启动/停止按钮的触发时间、确认按钮的保持时间、启/停指令的脉冲时间等，另外还需要检查这些时间是否影响联锁和保护的动作。避免时间设置的不合适，造成设备的动作不正常而影响机组安全。11 DCS系统冗余DPU运行规则的统一针对目前DCS系统均采用双冗余DPU控制，采用同侧DPU为主站，对侧DPU为副站的运行方式。这样在机组正常运行时，如果D

24、PU发生过切换，可以明显的发现，并且较及时的检查切换原因，避免DPU非正常切换的发生。（取消本条）12 防止DCS控制器、卡件等硬件故障及软件运算时序错误造成的停机事故发生因DCS控制器、卡件等硬件故障和软件运算时序错误而引起的停机事故已发生多起，针对不同品牌的DCS控制系统，应重点做好以下工作：12.1严格履行DCS控制器及卡件等硬件设备的清扫及检查工作，按规定定期进行通道测试、控制器切换、电源切换等试验，发现异常及时分析处理。12.2针对部分DCS的运算时序跟块号或块位置有关，应认真分析运算时序的先后和保护动作顺序相一致，防止因为运算时序问题造成保护误动作。13 防止冬季因温度过低造成测量

25、仪表表管冻坏而造成的事故发生在冬季来临前，及时检查伴热装置工作情况，尤其是去室外或风口等特殊位置的重要测点，着重检查穿墙或柜体的管路保温、伴热情况，采取增加保温、伴热装置等措施。14 防止电网故障引起的机组事故发生主要针对电网的故障，如：线路脱网（电气主开关外故障）等，此时机组电气主开关还处于闭合状态，容易引发机组超速等严重问题，建议针对各厂情况，分析和应用功率不平衡保护，防止在此类事故发生时造成设备损坏事故。15单元机组保护发出的锅炉、汽机和发电机的跳闸指令，以及联跳制粉系统、油燃烧器、关闭过热器和再热器喷水截止阀、调节阀等的重要保护信号，不应通过安全等级较低的其它控制系统处理后再转传至安全

26、等级较高的保护系统，或仅仅通过通信总线传送，应通过硬接线直接接至相应控制对象的输入端。从不同通讯单元获取的重要设备的联锁、保护信号，应采用硬接线接入，必要时可采用硬接线与通讯信号相或的逻辑以提高可靠性。16 表征汽轮机跳闸的信号，应采用主汽门关闭信号、汽轮机安全油压丧失相或进行判断；所有参与保护的用三取二逻辑实现的压力开关，应进行状态不同步报警，即当任意一个开关与其它开关状态不同时的报警。17 协调控制系统及控制子系统，在正常调节工况下的偏差切手动保护功能以及阻碍RB动作方向指令变化的大偏差指令闭锁功能，在RB工况下应自动解除，防止被控制参数超出正常波动范围时，相应的控制系统退出自动模式。发生

27、满足RB触发条件的辅机跳闸后，不论机组控制系统处于何种状态，均应能触发该RB功能所对应的磨煤机跳闸逻辑。18 DCS/DEH工程师站、操作员站应分级授权，限定各自权限，防止越权操作，及无关人员非法操作。19严格火检系统管理规范火检系统管理，严禁将火检探头参数设置在自学习状态下进行火焰监测；根据火焰情况调试设置增益、频率、带宽、槛值等参数，调试完成后要登记在册，并按照保护定值修改的原则进行管理，严禁正常运行期间私自调整各有关参数；取消火检探头内设置的延时，如无法实现可将火检探头内延时设置为1s，其它延时在FSSS软件内实现；严肃火检系统的检修与管理，及时处理发现的问题，保证火检动作准确。五、金属

28、专业1 防止高加等压力容器存在严重超标缺陷1.1加强高、低加筒体外壁的检验近年来，发生多台压力容器外壁严重裂纹和严重鼓包缺陷，以及由于高加内部结构设计不合理，疏水管入口反射汽流长期冲刷筒壁致使其减薄造成开裂的事故。所以，在对高加、低加等不能进入内部检查的压力容器进行全面检验中，要求将容器外部保温层全部拆除进行检验，因为这类容器可能由于结构设计不合理，或内部管子泄漏时，冲刷容器内壁造成减薄泄漏，另外，容器外表面也可能存在裂纹等缺陷，如果不全部拆除保温层进行测厚等检查，又不能进入到容器内部进行检验，可能造成缺陷漏检。1.2加强对高加的加强型管座接管角焊缝的检验压力容器全面检验中发现高加化学清洗、运

29、行排气接管等加强型管座接管角焊缝处存在不同程度的裂纹，严重的已裂透。建议在对高加进行检验时，不但要检查筒体管座角焊缝，还应加强对该结构的接管角焊缝的检查，对于运行中管道（系）有可能发生振动的接管角焊缝应重点检查。2 防止EH油管断裂导致的停机事故近年来，由于汽机调整门EH油管断裂导致的停机事故时有发生，根据近年EH油管泄漏事故统计，油管振动是引起油管断裂失效的主要原因。引起油管振动的原因主要有以下几个方面：机组振动；管夹固定不好；伺服阀故障，产生振荡信号，引起油管振动；控制信号夹带交流分量，使油管内的压力交变产生油管振动。监督建议：2.1机组运行中，运行人员应加强对EH油管振动情况的监视，出现

30、异常振动应及时查找原因，防止发生因异常振动导致管子疲劳失效；2.2检修期间，对EH油管焊缝进行有针对性的专项检验，加强对管卡的检查；2.3对发生泄漏的EH油管，应进行全面深入的失效原因分析；对原设计问题应引起重视，采取措施解决。3 加强基建或检修中焊接质量控制，减少G102、T23、T91等焊口再热裂纹及异种钢焊口早期失效由于生产的压力，基建或检修中未能严格对焊接过程进行监督。多家电厂出现焊口因再热裂纹而失效。对于异种钢焊口或G102、T23、T91等再热裂纹倾向大的材料，焊口的过程监督尤为重要。此类问题的暴露有时滞性，电厂管理层对此重视度低，但是会带来极大的危害，特别是超（超）临界机组，一但

31、爆管会连续不断的爆管。4 控制汽温突降或突升，减少受热面管因内壁氧化皮脱落堵塞导致爆管4.1当锅炉受热面汽温（测点温度）运行在550以上时，测点温度在1个小时内突降75，会造成受热面管内壁氧化皮快速脱落，堵塞下弯头，造成管段短时超温，而爆管。汽温突升会有类似情况，但相对汽温突降情况氧化皮的脱落会少些。对于超（超）临界机组，根据不同初始汽温、管材直径、管材壁厚不同，控制汽温的突降和突升速率应有所不同，宜控制在60左右。4.2 对于超（超）临界机组，根据不同的汽温及汽温变化速率情况，即不同的运行状况，进行定期内壁氧化皮检测。六、化学环保专业1 防止凝汽器管的结垢、腐蚀1.1 用城市中水作循环冷却水

32、的机组，改用之前必须经过试验筛选防腐、防垢和杀菌灭藻等药剂。1.2 循环冷却水系统改用新的阻垢防腐剂时，必须进行试验确定。2防止湿法脱硫吸收塔起泡溢流及液位控制不当倒流至原烟道侧导致增压风机叶片折断事故随着国家对脱硫系统运行要求的更为严格,脱硫系统投运时间大幅提高,近期出现几次因脱硫液位控制不当或脱硫吸收塔溢流造成脱硫浆液倒流至原烟道,导致运行中的增压风机叶片断裂事故。主要为吸收塔液位未对运行密度进行合理修正，导致虚假液位；或因脱硫系统运行异常导致吸收塔起泡、溢流，使其在短时间内大量倒流至原烟道内，对无GGH系统，倒流浆液则直接冲至增压风机处，导致运行中增压风机叶片断裂。对于无旁路系统，甚至导

33、致机组停运故障。应加强对脱硫系统液位的控制，提高系统精细化运行，防止起泡及溢流运行，合理修正密度，消除虚假液位，以防止类似事故发生。3无旁路或无旁路且增压风机与引风机合并设置时控制逻辑的设计及优化为提高脱硫系统运行可靠性及节约投资，无旁路设计的湿法脱硫系统或烟塔合一等新技术得到应用，但关于取消旁路后脱硫系统自身及机组安全运行逻辑控制并未得到应有的关注，导致系统带有重大安全隐患运行。主要包括事故状态下的保障措施、脱硫及锅炉异常状况的相互影响等。近期出现部分项目在基建期间出现因锅炉尾部再燃烧而脱硫无相应保护逻辑导致吸收塔损坏事故。无论对于新建项目或已投运项目，应重新审核控制逻辑，对其进行必要的修改

34、或完善，保障脱硫及机组运行安全。4 防止SCR脱硝装置催化剂在起动阶段失效或损坏事故催化剂在SCR脱硝系统中占有重要地位，但近期出现因操作不当导致催化剂失效事故。主要为SCR反应器吹灰未能与主机组吹灰相配合，导致催化剂堵塞及粘污严重，使催化剂提前失活失效。以及在锅炉点火启动中因投油粘污问题，升负荷时因积粉发生二次燃烧，导致催化剂超温损坏事故。应加强启动阶段脱硝系统的操作，加强吹灰以及烟气温度控制，制定合理的反事故措施，保障催化剂的活性及寿命。5 消除燃用高硫煤对脱硫系统的负面影响由于市场经济及煤源等原因，有部分机组燃用煤质较设计硫份偏高的煤种，造成脱硫系统的处理能力不够，从而带来诸如脱硫效率下降、脱硫设备腐蚀、结垢及磨损、脱硫石膏品质下降等不利因素，可能造成这些电厂违反政府部门的“燃煤机组脱硫电价及脱硫运行管理办法”，严重的造成设备损坏。消除燃用高硫煤对脱硫系统的负面影响，应重点做好以下工作：6 合理调配使用机组燃煤，按设计值控制稳定燃煤含硫量。使用在脱硫系统处理范围内的燃煤煤质，尽量避免使用高硫煤以及燃煤含硫量波动过大。7 遇高硫煤时，应加强燃煤掺配、掺烧管理，使入炉煤含硫量尽可能达到设计要求。8 当入炉煤含硫量超过设计要求，湿式