300MW系列机组运行中应注意的问题和防范措施

300MW系列机组运行中 应注意的问题和防范措施

二○○九年五月三十一日

目 录

前言

1 汽轮机安全

1.1 防止汽轮机转子弯曲 1.2 防止汽轮机轴承烧损

1.3 防止超速

1.4 防止轴系断裂 2 锅炉专业

2.1 规范、落实锅炉点火前的检查和验收制度 2.2 加强运行中锅炉主、辅设备的监视和调整

2.3 加强锅炉灭火后的操作管理，杜绝违章操作发生

2.4 加强保护装置的管理，确保锅炉运行时主要保护全部可靠投入 2.5 加大培训力度，提高培训质量 3 励磁、继电保护专业

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3.1 防止电气误操作事故 - 17 - 3.2 防止发电机非全相运行 - 18 - 3.3 防止全厂停电事故 - 18 - 3.4 防止瓦斯继电器进水 - 18 - 3.5 应对电流互感器进行误差校核试验 - 18 - 3.6 应对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行80%直流额定电压下工作可靠性试验 - 18 - 3.7 应对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行在80%直流额定电压下可靠合闸试验 - 19 - 3.8 功率整流柜应有超温报警装置故障 - 19 - 3.9 应对备用厂用变压器自启动容量进行校核 - 19 - 4 高电压专业 - 19 - 4.1 加强发电机集电环上的碳刷温度和电流监测，防止发电机集电环烧损事故发生

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4.2 防止发电机内冷水的冷却水流入内水冷系统，造成发电机跳闸故障发生 - 20 - 4.3 防止定子线棒过热造成发电机烧损事故发生 - 20 - 4.4 加强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，防止发电机接地故障的发生 - 20 - 4.5 防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线发生氢爆事故 - 20 - 4.6 定期进行发电机漏氢量试验，确定是否满足运行标的准要求 - 21 - 4.7 加强发电机机内氢气湿度的监测，防止氢气湿度超标，造成发电机相间短路事故的发生 - 21 - 4.8 加强控制和动力电缆的温度检测，做好电缆应防火措施，防止电缆烧损事故的发生 - 21 - 4.9 加强高压电动机运行温度和振动的监测，减少电动机的热态启动次数，防止高压电动机烧损事故的发生 - 21 - 4.10 加强GIS组合电器运行巡视检查 - 22 - 4.11 加强发电机微正压装置运行监测 4.12 加强对电气设备的在线监测数据巡视和监测 5 热工专业

5.1 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动 5.2 确保汽包水位测量准确和保护有效投入 5.3 热工测量异常原因及防范措施 6 环保专业

6.1 防电除尘器整体垮塌 6.2 防电除尘器静电伤人 6.3 防脱硫塔除雾器垮塌 6.4 防脱硝系统氨罐泄漏、爆裂 7 化学专业

7.1 系统腐蚀问题及预防措施 7.2 凝结水精处理设备的运行问题及处理措施 7.3 热网加热器的漏泄问题及处理措施 7.4 在线化学仪表问题及处理措施

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300MW机组运行中应注意的问题和防范措施

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吉林省电力监督检测中心

前言

近年我省多个电厂扩建或新建了300MW系列机组，亚临界300MW机组从运行参数、设备配置、保护设置等多个方面与超高压机组存在较大差别，机组在基建调试及生产运行过程中也暴露出很多问题，需要有关发电企业从设备运行维护、技术人员培训以及有关技术规程、标准的贯彻执行方面进一步加强。为更好的保障机组安全、经济运行，加强发电企业对机组运行管理，在规范和落实现有相关规程和标准的同时，针对当前我省已投产300MW系列机组运行中出现的问题，吉林省电力监督检测中心特编写《300MW系列机组运行中应注意的问题和防范措施》，要求各相关发电企业参照执行。

1 汽轮机安全

1.1 防止汽轮机转子弯曲

1.1.1 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.11、10.1.12。监测仪表对于运行人员了解和掌握机组运行状态至关重要，如果没有完好、准确监测仪表就等于失去了有效监督机组运行状态的眼睛，因此要求监测仪表必须完好、准确，尤其是重要仪表更应定期校验，100％投入运行。机组报警装置必须保证完好、投入。凝汽器的水位报警装置，要求在停机后也能正常投入，以防止停机后凝汽器满水进入汽缸。除氧器的高水位报警必须投入，高水位自动放水装置必须完好。 1.1.2 根据多起汽轮机转子弯曲事故的发生情况来看，多数重大事故的先兆都能通过机组的一些重要仪表显示出来。例如：轴向位移突然增大、振动突然增大、晃动突然增大、胀差值超限、油压突然降低、上下缸温差增大、主蒸汽温度突然降低等，因此机组的重要表计和保护必须投入运行，以防止重大事故的发生。

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.2、10.1.2.1、10.1.2.2。对于转子晃动的监视，要高度重视转子晃动值的相位测量。由于转子晃动值是一个向量，只有对其的绝对值和相位同时进行比较，才能全面评定其是否发生变化。目前，大多数电厂运行人员对启动前转子晃动值的相位不重视、不了解，在转子上不做标识，仅凭转子晃动的绝对值作为启动前的依据是错误的，容易造成误判断而酿成事故。因此，在转子晃动测量时，除了测量出转子晃动的绝对值外，还应测量其相位。机组启动前应将转子晃动的绝对值和相位变化作为机组能否启动的判据。

对于机组胀差表在轴承箱外的机组，运行和检修时，应避免对测量装置的磕碰，造

成测量的不准确。此类事情一旦发生，应立即根据胀差变化曲线进行校对，否则应重新进行定位。

1.1.3 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.2.3、10.1.2.4。运行中机组的汽缸上、下缸温度测点必须齐全、准确，汽缸上、下缸温差必须在规定要求的范围内，以防止过大的缸体热变形。为了防止进入汽轮机中的主蒸汽带水，要求主蒸汽过热度不可低于 50℃，其温度必须高于汽缸最高金属温度 50℃，但不能超过额定蒸汽温度。

例如：我省某厂5号机在启动前，汽缸上下缸温差65℃即要冲转，机组在低转速时发生振动，运行人员果断打闸避免了转子弯曲的事故。

1.1.4 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.3、10.1.3.1、10.1.3.2。在机组正常启动、停机和事故工况下，正确投入盘车，是避免转子发生永久性弯曲事故的重要措施之一。为了避免出现转子发生永久性弯曲，要求在机组启动前至少连续盘车 2～4h，热态启动时至少连续盘车4h。如果盘车过程中发生盘车跳闸或由于其他原因引起的盘车中断，都应重新计时。振动是转子发生弯曲最明显的标志，如果机组在启动过程中因为振动异常而必须回到盘车状态时，则应认真检查、分析引起振动的因素，在没有明确结论时，严禁盲目启动。如果具备了启动条件，则还应连续盘车 4h后方可启动。

例如：我省某发电厂机组事故停机后，在转子偏心度超标的情况下进行冲转，机组发生振动被迫停机。停机后机组充分盘车4h，在转子偏心度恢复正常后再次启动，机组运行正常。

1.1.5 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文10.1.3.3～10.1.3.5。近年来，转子弯曲事故仍不断出现，由于未能正确投入盘车和采取必要的措施，导致了多起转子发生永久弯曲事故。在此重点强调并重申，当盘车盘不动时，决不能采用吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏，同时可采取以下闷缸措施，以清除转子热弯曲。

a. 尽快恢复润滑油系统，向轴瓦供油。 b. 迅速破坏真空，停止快冷。

c. 隔离汽轮机本体的内、外冷源，消除缸内冷源。 d. 关闭进人汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。 e. 严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动度随时间的变化情况。 f. 当汽缸上、下温差小于50℃时，可尝试手动盘车，若转子能盘动，可盘转180°进行自重法校直转子，温度越高越好。

g. 转子多次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。

h. 开启顶轴油泵。

i. 在不盘车时，不允许向轴封送汽。

目前，通过采取闷缸措施已成功避免了多起转子发生永久弯曲的现象。例如：2009

确动作。

1.3.6 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.8、 9.1.9。机械液压型调节系统的机组应有两套就地转速表，有各自独立的变送器(传感器)，并分别装设在沿转子轴向不同的位置上，其目的是在汽轮机机械(或液压)调速器故障、主油泵齿形联轴器对轮损坏、转速开环失控的情况下，提供对转速监视和故障判断的手段。

此项措施是在秦岭电厂轴系断裂事故后提出的，目前新建机组TSI和DEH测速装置能够分别装设在轴向不同的位置上，存在的问题是部分电厂的TSI装置只接一测速保护装置，需要增加二路测速保护装置，提高机组超速保护的可靠性。

1.3.7 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.10。在统计的12 台事故机组中有4 台为抽汽机组，其中有2 台是由于可调整供热抽汽逆止门故障，使热网蒸汽倒流，而引起机组严重超速，造成了轴系断裂事故。

我省新投产的机组皆为供热机组，从设计上都有液压快关阀以及气动逆止阀，只要保证这些供热抽汽逆止门和快关阀严密、动作可靠，联锁保护能够投入，就可避免热网蒸汽倒流引起机组超速事故。关于快速关闭截止门的动作过程时间(包括动作延迟时间和关闭时间)，应根据抽汽参数和有害容积进行实际计算来确定。另外，对于新建抽汽供热机组或凝汽机组改造为供热机组，其热网加热器的布置应尽可能靠近汽轮机本体。

另外，给水泵出口逆止门故障引起的事故次数虽然不多，但也曾有发生，应引起注意。

1.3.8 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.11～9.1.14。机组在运行中突然甩负荷是引起汽轮机组超速的一个主要原因，机组甩负荷后能否将转速控制在危急保安器动作转速之下，是考核汽轮机调节系统动态品质的重要指标。近年来，随着大容量机组投产数量的增加，甩负荷试验对保证机组安全运行的作用越来越重要。因此，要求新投产机组或汽轮机调节系统经过重大改造的机组必须进行甩负荷试验，并积极创造条件对已投产但未进行甩负荷试验的机组进行甩负荷试验。为了确保机组在运行中或甩负荷试验时不发生危险，要求机组必须进行危急保安器试验、汽门严密性试验、超速试验、汽门关闭时间试验、抽汽逆止门关闭时间试验和仿真试验。要严格按规程要求定期进行危急保安器试验，要求在满足试验条件下，蒸汽参数要尽量选低值。运行人员及热工人员要认真执行有关调节系统、保安系统和热工保护试验的规定，以避免重大超速事故的发生。

目前，我省投产的300MW机组全部完成了甩负荷试验，需要我们注意的是汽门严密性试验时应保证再热汽压力满足试验要求，并且进行机组甩负荷静态预测，保证机组甩负荷的安全性。

1.3.9 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.15。汽轮机电液调节系统已被广泛应用于新建大型机组和老机组现代化改造，虽未出现过由于其自身故障而造成的重大事故案例，但也存在有不安全的因素。为了防患于未然，根据汽轮机电液调节系统的现状，提出了原则性的预防措施。汽轮机电液调节系统应根据机组

的具体情况，设有完善的机组启动逻辑和严格的启动限制条件。

3.10 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.16。汽轮机电液调节系统涉及汽机、热控、化学等专业，在电厂的管理模式基本是控制部分由热控专业管理、液压部分由汽轮机专业管理，汽轮机专业人员对控制系统总体设计介入较少，但是由于控制系统整体方案、功能必须与汽轮机主体结构相适应，因此，作为被控对象的主人，汽轮机专业人员应对系统改造方案的确定、功能设计、工程实施、试验和运行的全过程进行深入了解，并要求在电液调节系统的改造中，以汽轮机专业为主进行综合实施、全面管理，以确保系统实用、安全、可靠。

在汽轮机电液调节系统中，控制、保护已融于一体，在基建施工或大修过程中要认真检查接线。尤其是对实施改造的机组，要熟知保护控制逻辑及与原系统的接口，严防脱节致使保护拒动或误动。

例如：辽源厂3、4号机组根据机组特点，在逻辑上增加了，中、低压导汽管蝶阀采暖工况的最低阀位限制；还增加了机组挂闸后，开启该阀门的逻辑，有利于机组的安全、稳定运行。

1.3.11 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.17。国产300MW 及以上大型机组，均采用纯电液型调节系统，其中电液伺服阀是电液调节系统的重要部件，其工作状态直接关系到机组的安全、稳定运行。近年来，电液伺服阀的故障在日渐增加，出现了性能降低、失效、卡涩等故障。因此，应加强控制油质颗粒度的定期监测以及电液伺服阀的运行监视、维护管理，以消除隐患和避重大事故的发生。新购电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求，并按制造厂的要求进行妥善保管，否则不得投入运行。在大修中，要进行清洗、检测等维护工作，发现问题应及时处理或更换。

1.3.12 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.18。主油泵轴与汽轮机主轴间的齿型联轴器在运行中由于润滑不良或安装工艺等问题，造成齿型联轴器磨损时有发生，如果检查处理的不及时，极易发生重大事故。由于主油泵与汽轮机主轴间联轴器失效而造成转速失控的事故，在 50 MW、125 MW、200 MW、300MW 机组上发生过数次，有的由于判断准确、处理及时，避免了事故的扩大，有的已造成了严重后果。

1.3.13 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.19。近年来，随着科学技术的飞速发展，电力系统新技术、新成果的出现，老机组的调节、控制系统越来越落后，调节、控制系统的改造也就成为必然，但是对调节系统的重大改造一定要谨慎，为了避免重大事故的发生，必须在确保系统安全、可靠的条件下，经过全面、充分的论证和必要的试验后，经过有关权威技术部门认可后方可进行。由于调节系统改造而造成的机组超速事故也曾有发生。

1.3.14 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.20。运行规程、检修规程是确保电力工业安全生产非常重要的两大法规。违反运行规程、检修

规程，不仅会造成重大的设备事故，而且也会造成重大的人身伤害事故，所以在生产实际中必须严格遵守。防止调节系统的部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动，关键在于日常运行维护和检修的质量必须过关，否则可能会造成机组超速重大事故的发生。 1.4 防止轴系断裂

1.4.1 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.1。振动是反映机组运行状况的重要指标，许多重大设备事故的先兆都会在振动上表现出来，因此，明确要求振动超限跳机保护必须投入运行，充分发挥该保护的作用，以确保机组的安全、稳定运行。

1.4.2 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.2—9.2.4。应按规定期限对转子进行检查，并根据转子的实际情况制定具体的检查计划。目前，对转子表面、轴颈和中心孔伤的检查工作重视不够，也很少执行。因此，为了及早发现转子的缺陷，并及时采取相应措施，要求新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查，对高温段应力集中部位可进行金相检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度检查。

承担启停调峰的机组，应加强运行管理，注意启动、运行参数的控制，避免对转子寿命产生不良影响，并适当缩短对转子的检查周期。不合格的转子绝不能投入使用，已投运的不合格转子建议进行更换。对于已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子，应进行技术评定，并制定出运行安全措施，一般可采取下列措施：

a. 在机组启、停过程中适当降低汽轮机金属温度变化率，以减少热应力。 b 对于蠕变损伤部件，在更换之前可适当降低运行蒸汽参数。

c 机组冷态启动前，注意预暖措施，使汽缸、转子均匀地加热到一定温度。

d 严格按超速试验规程的要求，在带25％负荷运行3—4h 后方可进行超速试验。 e 监视轴和轴承座的振动，特别要注意与轴温度场有明显关系的强烈振动。 f 防止机组严重超速，采用机、炉、电大联锁运行方式。

g 一般不作为两班制调峰机组使用，并尽可能减少机组的启、停次数。

1.4.3 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.5。机组在下列情况下应做危急保安器动作试验：新安装机组、机组大修后、危急保安器解体或调整后、机组做甩负荷试验前和停机一个月以上再次启动时。在进行危急保安器动作试验时，应满足制造厂对转子温度的规定。对于冷态启动的机组，一般要求其带 25％负荷运行3～4h后方可进行试验。

1.4.4 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.6。对于机组在运行中可能产生松脱的零件，如平衡块的固定螺丝、风扇叶的固定螺丝、定子铁芯的支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝、各联轴器螺丝等，在新机组安装和大修时必须认真检查，确保其有安全的防松措施，以防止这些零部件在运行中脱落，而造成设备损坏

事故。

1.4.5 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.7。对于新投产的机组，安装时要认真检查各级隔板的主焊缝，并且逐级做好标记，以防止装反。在大修中拆装隔板时，也要做好标记，严禁不做标记无序摆放。在大修时，应检查隔板的变形情况，变形超过要求时，要对隔板进行修复和补强。

1.4.6 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.8。发电机非同期并网，使转子的扭矩剧增，对机组尤其是对转子产生的损害非常大，轻则损害转子的寿命，重则将导致机组轴系的严重毁坏事故。例如：一台300MW 机组由于发电机非同期并网，结果导造成设备损坏事故。因此，必须采取有效措施，严防发电机非同期并网。

2 锅炉专业

2.1 规范、落实锅炉点火前的检查和验收制度

2.1.1 编制锅炉汽水系统、烟风系统、制粉系统、燃油系统、燃烧系统、吹灰系统、压缩空气系统、除灰、除渣系统等系统的图表，以及设备检查卡，机组启动前依照检查卡进行设备检查，检查合格后方可送动力设备的动力电源。操作卡中应根据机组启动曲线标明各个阶段的控制参数，避免操作的随意性。

2.1.2 无论锅炉在何种状态下启动，都应根据制造厂提供的启动曲线严格控制升温、升压、升负荷速率。现场规程中应附有各种状态下的启动曲线。 2.2 加强运行中锅炉主、辅设备的监视和调整

2.2.1 严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。

2.2.2 严格控制给水品质和蒸汽品质，防止受热面结垢。品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢超标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。

2.2.3 为保证机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方式，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，即定—滑—定的复合运行方式。采用定—滑—定复合运行方式前，应先根据机组性能，进行有关的调整试验。通过安全和经济性比较后，再确定高、低负荷定压运行的压力，并绘制出该区间每个负荷点的滑压运行曲线，以求得低负荷运行时的安全性和经济性。

2.2.4 定期排污应尽量在低负荷时进行，并严格监视汽包水位，控制排污流量。对于

锅炉说明书中明确要求在一定负荷以上停用定排的，应遵照执行。自然循环汽包锅炉每只定期排污阀的排污时间不超过30s。排污间隔和排污量应在运行规程中做出具体规定。 2.2.5 一台轴流式风机运行，需启动另一台轴流式风机并联运行时，应避免运行风机喘振，并维持炉膛压力稳定。要避免在喘振区停留，发现喘振要及时迅速调整。并联运行的风机应尽量保持各风机的负荷接近（以电流为准），并注意保持两侧风、烟温均衡。并联风机正常运行时，连通风门应开启。轴流式风机严禁在喘振区工作。并联风机如一台运行、另一台停用时，应尽可能减少往停用风机漏风。 2.2.6 回转式空气预热器出入口烟/风挡板，应保证电动投入且挡板能全开、关闭严密。当发生空气预热器发生卡死情况时，应及时关闭空气预热器烟气侧和空气侧挡板，打开热端烟气侧人孔门，控制空气预热器烟气、空气侧的温差不得过大。

2.2.7 运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况的烟气温度限制值，当烟气温度超过规定值或发生火灾时，应立即手动MFT停炉，并作如下处理：停止送风机、引风机，关闭空气预热器空气侧和烟气侧出、入口挡板，隔绝空气。保持空气预热器运行，利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。若因尾部烟道二次燃烧停炉时，禁止通风。

2.2.8 回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必须进行短时间启动试验，以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件。若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。

2.2.9 锅炉负荷低于25%额定负荷时，回转式空气预热应连续吹灰；锅炉负荷大于25%额定负荷时，至少每8h吹灰一次；当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。停炉前必须进行回转式空气预热器吹灰。冬季运行中为防止冷端受热面发生低温腐蚀，应投入暖风器，保证回转式空气预热器入口空气温度符合要求。停炉后，当回转式空气预热器入口烟温降至制造厂规定要求时方可停止回转式空气预热器。

2.2.10 减温调节阀等应调节灵活，无卡涩，全关状态时漏流量应符合相关规定。对中速磨煤机制粉系统，机组负荷小于65%不得启动第四层制粉系统，避免发生汽温超温造成机组被迫停机。控制汽包上下壁温差不超限。如果发生受热面爆管事故，根据泄漏情况选择停炉方式。锅炉停炉后，锅炉停止上水，通风吹扫10min后闷炉，防止事故扩大。通风吹扫时间视汽包壁温差而定，但不能少于5min。

2.2.11 运行中应严密监视各部受热面壁温，发现超温现象，要及时进行调整，采取减弱燃烧，降低火焰中心高度等措施，切不可大意。 2.2.12 新炉投产、锅炉改进性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。加强燃煤的监督管理、配煤管理和煤质分析，采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。煤种变化较大的时候，应

加强混、配煤管理，使其尽量接近设计煤种。燃料应该提前通知运行并坚持日常化验制度。运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。

2.2.13 燃烧褐煤的机组必须加强漏粉的治理，及时消除漏粉点，避免漏粉自燃。由于燃烧器在热态与水冷壁共同向下膨胀，在消除一次风管和燃烧器的连接处漏点时应该重点检查一次风管膨胀节的补偿效果、施工工艺和焊接质量，明确造成泄漏的根本原因。在漏粉尚未得到彻底根治的时候，必须加强各处危险点的巡视，发现险情及时汇报，处理。积粉在保温绵中会引起自燃，积粉在电缆槽盒中自燃，更会扩大事故。

2.2.14 磨煤机出口温度和煤粉仓温度必须严格控制在规定范围内，不得超过煤种要求。在中速磨煤机停止运行时，必须投入消防蒸汽进行惰化，防止积粉爆燃。对可燃气体浓度分析仪应该定期进行标定和传动，确保其工作正常。

2.2.15 排粉机或一次风机启动后，应缓慢开启入口挡板，以防一次风压突然增大，造成炉膛正压或爆燃。

2.2.16 对中速磨煤机在碾磨件磨损中后期，应及时调整加载压力，以保证制粉系统出力。

2.2.17 解决摆动式燃烧器的受热卡涩问题，如：适当扩大摆动式燃烧器各部间隙；在锅炉不同负荷工况下进行调整试验，得到燃烧器喷口倾角与锅炉负荷的关系特性，使再热蒸汽温度达到额定值，提高机组运行的经济性。

2.2.18 对等离子点火装置和少油点火装置的使用，应遵循安全可靠的原则，综合考虑煤质、炉温以及燃烧情况，不要盲目地追求无油或者少油启动。在点炉初期，应采用不低于60%BMCR风量的通风量、适度的燃烬风开度、较大的炉膛负压，避免未燃的煤粉积存在炉内引起爆燃。需要投大油枪助燃时，应停止向锅炉供粉，待通风吹扫5分钟后再进行投入大油枪的操作。

2.2.19 从调试期间运行情况看，启磨风系统的作用只是满足磨煤机启动的出口温度条件，在给煤机下煤后，启磨风系统已经不能满足制粉系统的干燥出力要求，对制粉系统来说还是潜在的危险点，所以启磨风系统不需要再使用。从安全性和经济性综合考虑，先投入蒸汽推动使汽包壁温达到100℃以上，然后投入1～2只大油枪烘炉，待空预器出口一次风温度达到150℃后，再启动等离子或者少油点火系统，投入制粉系统。根据燃烧情况，适时地停止大油枪运行。

2.2.20 燃油系统应加强巡视，配备足够的灭火器。在机组启动前，应进行燃油系统泄漏试验。试验不合格，必须查找漏点，彻底处理。油枪软管应定期进行抽出检查，防止软管上有漏点造成事故。

2.2.21 消防水应由单独的水源供给以确保消防水量、水压不受影响，消防泵的备用电源由保安电源供给。消防设施完善，消防组织应训练有素，加强管理，力求在起火初期及时发现、及时扑灭。

2.3 加强锅炉灭火后的操作管理，杜绝违章操作发生

当炉膛灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，应立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。

2.4 加强保护装置的管理，确保锅炉运行时主要保护全部可靠投入

2.4.1 联锁及保护试验动作应准确、可靠。机组正常运行时，严禁无故停用联锁及保护，若因故障需停用时，应得到总工程师批准，并限期恢复。

2.4.2 300MW系列机组锅炉汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准，汽包水位信号采用三选中值的方式进行优选。

2.4.3 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。汽包两侧的就地水位计应采用水平仪或者U形管进行超平，然后根据厂家数据或者二十五项反措的参考数据进行迁移。在额定负荷下，如果就地水位计和差压式水位计的偏差超过30mm，必须进行热态调整和校验。在确保差压式水位计压力和温度补偿正确后，以差压式水位计为基准，重新迁移就地水位计。

2.4.4 当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理；当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。锅炉汽包水位保护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试验，用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。

涉及到汽包水位计的故障处理和水位保护的停退，必须有工作票和总工程师的批准，严格执行审批制度。

2.4.5 停炉后保持火检冷却风机运行，待温度符合要求时，停止其运行。

2.4.6 FSSS功能应该逐步完善，趋于合理。任何逻辑的完美都不会避免事故的发生。控制电源的状态必须可控，手动切换开关的位置必须正确，热工回路的元件，卡件必须可靠工作。对DCS中的组态等必须认真仔细的核实，有条件的时候进行传动和试验确认。尤其是MFT复位后，是否存在设备自启动的情况。 2.5 加大培训力度，提高培训质量

加强对运行人员的培训，定期组织考核以及事故演习等，加强对锅炉规程的贯彻和理解，提高运行人员燃烧调整的水平以及事故状态下的应变能力，坚决杜绝习惯性违章。

3 励磁、继电保护专业

3.1 防止电气误操作事故

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 2.6要求。断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助接点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。有的电厂没有满足上述要求，请各电厂尽快安排时间进行缺陷处理。 3.2 防止发电机非全相运行

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 11.6要求。发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时启动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。各厂应该对非全相保护的定值重新进行校核，出现非全相运行时，运行人员应严格按运行规程进行处理。 3.3 防止全厂停电事故

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 11.6要求。带直配线的电厂确保在系统事故时，应该制定1台或部分机组单独带厂用电和直配线负荷，备自投确保准确及时投入等具体措施及记录，组织专业人员，结合实际补充修改关于单机组单独带厂用电反事故措施内容，并认真贯彻落实。同时建立防止全厂停电事故措施落实检查制度并做好记录。 3.4 防止瓦斯继电器进水

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的要求。在变压器的瓦斯继电器上加装防雨罩。在没有加装之前，运行人员在雨雪天气应该加强对瓦斯继电器的巡视工作。

3.5 应对电流互感器进行误差校核试验

利用停机或春秋检，对继电保护使用的电流互感器补做误差校核试验。未校核前运行人员应该加强对电流回路的日常监视，及时发现问题，及时反馈，及时采取措施。 3.6 应对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行80%直流额定电压下工作可靠性试验

在停机消缺期间对继电保护复查检验时，对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行在80%直流额定电压下的可靠性动作试验。未进行试验前运行人员加强日常监视，密切关注继电保护运行情况。

3.7 应对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行在80%直流额定电压下可靠合闸试验

在停机消缺及检修期间对主系统和主设备继电保护及安全自动装置动作情况下涉及到有断路器合闸设备，要进行在80%直流额定电压下的可靠性合闸试验。未进行试验前运行人员加强日常监视，密切关注主系统和主设备继电保护及安全自动装置运行情况。

3.8 功率整流柜应有超温报警装置故障

在发电厂励磁系统功率整流柜内应该装有可控硅超温报警装置，功率整流柜内无超温报警装置的电厂，应尽快与设计部门及生产厂家协商，增设功率整流柜超温报警装置，并将信号发到主控。在未安装超温报警装置之前，运行人员使用红外线测温装置加强对功率整流柜监视与检查。

3.9 应对备用厂用变压器自启动容量进行校核

对自启动容量不足的变压器制定防止过投自启动措施。尽快对备用厂用变压器（包括各个低压备用变压器）自启动容量进行校核；对于有自启动容量不足的变压器要制定防止过投自启动措施。未校核前加强对厂用工作和备用电源的监视与检查，并做好各种情况下的事故预想。

4 高电压专业

4.1 加强发电机集电环上的碳刷温度和电流监测，防止发电机集电环烧损事故发生 在发电机组运行中，每班用红外线点温计或红外线成像仪定期（可根据碳刷运行温度的高低确定测试时间）测量每个碳刷上的温度（碳刷最高运行温度不超过90℃），并做好记录，如果相邻碳刷上温度超过10℃，并用直流钳测量发电机集电环上碳刷的电流值，并做好记录，如果相邻碳刷上的电流超过正常运行电流10%，应调整碳刷压力，使每个碳刷上电流值基本相同，防止碳刷过热形成环火，造成集电环烧损事故的发生。

4.2 防止发电机内冷水的冷却水流入内水冷系统，造成发电机跳闸故障发生 发电机组在运行中，运行人员应加强内冷水的冷却水和内水冷压力、流量、温度等参数进行巡视检查，注意上述各参数的变化，并做好记录，防止发电机内冷水的冷却水流入内水冷系统中，造成发电机跳闸故障发生。 4.3 防止定子线棒过热造成发电机烧损事故发生

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 11.3.1.7。加强定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差的监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理，防止定子线棒过热造成发电机烧损事故发生。

4.4 加强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，防止发电机接地故障的发生

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 11.5.3。应按时检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，超过1%时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时应报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20％时，应停机处理。

4.5 防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线发生氢爆事故

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文11.5.2和11.5.3。为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线发生氢爆事故（氢气爆炸条件：在空气中体积含量在4％～75％、起爆能量0.02MJ），在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔。还应加装漏氢监测报警装置，如没有安装漏氢监测报警装置，应定期进行封闭母线含氢量的测量，当封闭母线外套内的氢气体积含量超过1%时，应停机找漏消缺，防止封闭母线发生氢爆事故。

4.6 定期进行发电机漏氢量试验，确定是否满足运行标准的要求

发电机组在运行中，定期（可根据各厂自行规定，但每月至少进行一次）进行发电

机的漏氢量试验，并做好记录。漏氢量的计算方法及标准，按着《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》（DL/T607-1996）标准进行。若漏氢量不能满足标准要求，应查明密封瓦间隙调整的是否满足标准要求；密封油系统平衡阀、压差阀是否跟踪合理，用于测量发电机各参数（压力、温度测点等部位）管路上是否存在漏点。

4.7 加强发电机机内氢气湿度的监测，防止氢气湿度超标，造成发电机相间短路事故的发生

定期（每天）对发电机机内氢气湿度的在线监测装置（露点仪）进行巡视检查，并做好记录，发电机机内氢气湿度严格按照《氢冷发电机氢气湿度技术要求》（DL/T651-1998）控制在规定允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施，确保氢气干燥器处于良好的工作状态。在停机时仍可以继续除湿，防止湿度的在线监测装置（露点仪）指示误差误导运行人员。

4.8 加强控制和动力电缆的温度检测，做好电缆应防火措施，防止电缆烧损事故的发生

建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。坚持定期巡视检查，对电缆中间接头定期（每个班次应检查一次全厂电缆头温度）测温，并做好记录。如发现电缆中间接头超标，应及时通知有关人员进行处理，防止电缆过热、烧损事故的发生。同时，电缆沟井应设火灾防护系统，并进行分区；电缆孔洞采取有效的封堵措施，防止火灾扩大，杜绝火灾二次危害。

4.9 加强高压电动机运行温度和振动的监测，减少电动机的热态启动次数，防止高压电动机烧损事故的发生

在高压电动机运行中，定期（可根据各厂高压电动机的运行状况自行规定）用红外线点温计测量电动机引线接头、线圈、轴承、润滑油温等，振动，并做好记录。为了防止高压电动机的烧损，正常情况下，鼠笼式转子电动机允许冷态启动2～3次，热态启动1次；只有在事故处理或启动时间不超过2～3s的电动机，可以多启动一次。电动机停止后，再次启动时间不应该少于5min。 4.10 加强GIS组合电器运行巡视检查

目前在我省内有的电厂安装使用了GIS组合电器，为了保证GIS组合电器安全稳定运行，要求使用GIS组合电器的电厂，严格执行DL/T603-2006《气体绝缘金属封闭开关设

备运行及维护规程》。根据本规程要求，GIS组合电器“巡视检查每天至少1次，巡视检查是对运行中的GIS设备进行外观检查，主要检查设备有无异常情况，并做好记录，如有异常情况应按规定上报并处理”。巡视检查内容DL/T603-2006 规程有明确规定。另外，“运行人员经常出入的GIS室，每班至少通风1次(15min);对工作人员不经常出入的室内场所，应定期检查通风设施”。 4.11 加强发电机微正压装置运行监测

近期在省内、外某些电厂发生几起发电机组定子接地动作，发电机跳闸故障，故障的原因是在发电机组运行中投入了微正压装置（母线自动充气机），由于微正压装置输送的空气不够干燥及湿度无法监测，运行中没有采取必要的措施进行控制，使低温时在室外段出现凝露、覆冰，引起接地保护动作，发电机跳闸。为了防止上述此类事故发生，建议采取如下措施：

a 发电机组运行中，微正压装置可以退出运行；

b 发电机组停运时如果投入微正压装置，必须保证输出的干燥空气湿度满足环境温度下不凝露，并加强巡视，并做好记录。 4.12 加强对电气设备的在线监测数据巡视和监测

加强对电气设备的在线监测数据巡视和监测：测量变压器铁芯接地电流，如铁芯接地电流增大的应及时取油样进行油色谱分析及处理，防止变压器过热，造成变压器烧损故障的发生；加强避雷器在线监测泄漏电流巡视检查，如在线监测泄漏电流增大，如确认是避雷器本体问题而非表计问题，应及时更换避雷器，防止避雷器爆炸事故的发生；加强SF6断路器气体压力巡视检查，如气体压力降低过多的应及时查找是否存在漏点，防止断路器误动作发生；加强充油设备油位巡视检查，如充油设备的油位降低，应查明原因，进行处理。

5 热工专业

5.1 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动

为了防止分散控制系统(DCS)失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》(国电安运［1998］483号)、《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》(电规发［1996］214号)、《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》(DL/T656-2006)、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》(DL/T657-2006)、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》

(DL/T658-2006)、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》(DL/T659-2006)等有关技术规定，并提出以下重点要求： 5.1.1 分散控制系统配置的基本要求

5.1.1.1 DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求(包括紧急故障处理)，CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。控制器负荷率≤60%，操作员站负荷率≤40%，控制系统通讯网络的负荷率≤20%-40%。

5.1.1.2 分散控制系统中参与控制的CPU均应冗余设置，重要I/0点应考虑采用非同一板件的冗余配置。用于保护及主要的站间引用点，应采用硬接线连接方式。

5.1.1.3 系统电源应设计有可靠的后备手段(如采用UPS电源)，备用电源的切换时间应小于5ms(应保证控制器不能初始化)。系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS的声光报警。

5.1.1.4 主系统及与主系统连接的所有相关系统(包括专用装置)的通信负荷率设计必须控制在合理的范围(保证在高负荷运行时不出现“瓶颈”现象)之内，其接口设备(板件)应稳定可靠。

5.1.1.5 DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地。

5.1.1.6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求。紧急停机停炉按钮配置应采用与DCS分开的单独操作回路。 5.1.1.7 必须认真做好防止电缆着火及信号电缆防干扰等热工控制系统的基础工作。 5.1.2 DCS故障的紧急处理措施

5.1.2.1 根据机组的具体情况，制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停炉措施。 5.1.2.2 当全部操作员站出现故障时(所有上位机“黑屏”或“死机”)，若主要后备硬手操及监视仪表可暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。

5.1.2.3 当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务(此时应停止重大操作)，同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。

5.1.2.4 当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策。

a 辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将辅机退出运行。

b 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。

c 涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机停炉。

d 加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。

e 规范DCS系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。 5.1.3 防止热工保护拒动

5.1.3.1 为防止热工联锁保护控制装置拒动或误动，首先必须认真做好防止电缆防干扰等热工控制系统的基础工作。

5.1.3.2 建立健全热工信号、连锁、保护控制系统清册，明确标明控制范围及定值情况。

5.1.3.3 制定热工信号、连锁、保护控制装置静态传动试验技术规程。热工试验人员应按规程要求执行试验，做到试验过程不漏项，试验结果不失真，确保热工信号、连锁、保护控制装置的正确性和可靠性。

5.1.3.4 制定热工主要保护、连锁、自动装置的定期试验制度。在机组每次检修的启动前要进行必要的试验。

5.1.3.5 热工和电气专业在机炉专业配合下共同编制机炉电大连锁试验规程，包括分散控制系统中软逻辑构成的保护和连锁。

5.1.3.6 所有用于热工保护、连锁及报警信号的传感器、开关、控制器等必须在规定的有效检验周期内使用。

5.1.3.7 汽轮机紧急跳闸系统(ETS)和汽轮机监视仪表(TSI)应加强定期巡视检查，所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5%。TSI的CPU及重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。

5.1.3.8 汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空保护(装置)每季度及每次机组检修后启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。

5.1.3.9 若发生热工保护装置(系统、包括一次检测设备)故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位侈、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行时，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。 5.2 确保汽包水位测量准确和保护有效投入

汽包水位测量系统存在误差，直接影响汽包水位自动和保护有效投入。

5.2.1 汽包水位计的安装应符合《电力工业锅炉压力器的监察规程》(DL612-1996)规程要求，严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 8.2.1至8.2.5。

取样管口应避免汽包内水汽工况不稳定区，必要时加装稳流装置；水侧取样管孔位置应低于汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量；水位计、变送器与汽包连接的取样管，一般应有1∶100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧应向汽包方向下方倾斜；严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。

5.2.2 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 8.3.2。汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，并充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时采取补偿措施，严禁对差压变送器正压侧取样冷凝罐保温，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。

5.2.3 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 8.5。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。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须立即停炉处理。

5.2.4 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 8.8。汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验，用上水法进行高水位保护试验、用排污门放水进行低水位保护试验，严禁用信号短接法进行模拟传动替代。 5.3 热工测量异常原因及防范措施

在电力生产过程中，热力参数的准确测量是保证机组安全、经济运行的先决条件。但在电力生产的实际过程中，由于设备选型、安装调试、检修运行维护和管理中的缺陷，加上重视不足，使得热工参数测量失准现象总有存在，导致热工保护系统误动，甚至发生停机故障也屡见不鲜。 5.3.1 热工测量常见异常现象 5.3.1.1 参数显示值倒挂

参数显示值倒挂，是指测量参数显示值与正常的生产流程值相反，如主汽温度和压力显示值，汽机侧高于锅炉侧，主汽门后高于主汽门前；给水流量低于主汽流量等。 5.3.1.2 同参数显示值偏差大

同参数显示值偏差大，指的是多个同类测量设备测量同一参数时，相互间的显示值偏差，超过回路示值允许误差范围。如同侧锅炉或汽机主汽母管上的主汽温度三点示值间相差达4℃、凝汽器热井水位三点间显示相差200mm、锅炉汽包水位三点间显示相差80mm、送风机进口风量A和B分别显示2068 t/h、2303t/h等。

5.3.1.3 不同表计间偏差大

不同表计间偏差大，是指同一参数不同种类的表计之间的显示值偏差超过回路示值允许偏差范围，如同侧汽包电接点水位计与水位变送器测量间的显示偏差超过100mm；主汽压力变送器测量与弹簧管压力表间的偏差超过0.3MPa等。 5.3.1.4 参数显示坏值

机组运行的参数，坏值现象也时常可见，如死值（如风压、流量参数，因信号管路堵塞示值无变化）、假值（如流量、温度参数显示负值，参数显示值与实际状况明显不符）等。

5.3.1.5 报警信号过多

调阅一些机组的CRT画面查看， 会发现不少参数信号在报警状态，以风、粉系统测量报警信号为多，其次是烟系统。 5.3.1.6 测量信号突变

运行中测量信号突然变化，有的上窜有的下跳，其中带联锁保护的越限信号，造成辅机保护误动甚至机组跳闸的事例较多。如TSI信号因本身质量或干扰等原因，信号突然上窜至满量程动作保护停机；如轴承温度信号因热电阻接线松动，突然上窜至定值动作保护跳风机；给水流量三只变送器装在同一取样管上当其中一变送器的正压侧排污阀打开时，三个变送器的值同时下降为零，导致给水流量低保护动作；汽机轴瓦温度测量，因高压油冲刷或振动磨擦造成引出线破损、造成测量无规则漂移。另外，随着时间的推移原先紧固的接头和接线，可能会因气候、氧化等因素而引起松动，导致信号因接触不好而出现异常。

5.3.2 测量误差原因分析与处理

出现上述问题，原因是多种多样的，经跟踪检查分析和处理，按其性质和来源可归纳为系统误差、随机误差和粗大误差。 5.3.2.1 系统误差

这类误差的特点是：误差的大小和正负总保持不变，或按一定的规律变化，或是有规律地重复。其主要来源有测量仪器、测量方法等。

a 测量仪表产生的误差： 这是由于测量仪器不完善或有缺陷，以及没有按规定条件使用而造成的误差。它主要表现在：

1) 测量仪表老化 一些测量元件，因质量不佳或随机组运行多年逐步老化造成精度下降。某电厂在机组检修中，发现热电偶校验合格率低，测量主汽温度的多支热电偶间差达4℃，因而造成同参数显示值偏差大。有的元件质量差，使用不久特性变差，造成测量误差产生。

2) 测量仪表性能不稳定

由于对产品性能缺乏了解或选型把关不严，一些质量不稳定的产品混入电厂或型号误用，造成准确率不稳定。如压力开关质量差，定值易漂移，影响了热工联锁保护的正确投用。更新的铠装热电偶开机后不久就开裂，显示失准。某电厂3号机组进行投产后的第一次A级检修，统计其仪表校验数据结果变送器、温度测量元件和双金属温度计校验合格率都很低，特别是就地温度计仪表调前合格率仅62%。只得进行更换。此外热电偶模块精度低，冷端补偿器或DCS柜温度补偿误差大也是原因之一。

3) 测量元件选用不当

测量元件选用不当情况也时有发生，如低温测量选用热电偶造成测量灵敏度下降，测量小量程参数选用大量程测量仪表导致测量精度降低；测量元件长度不够导致插入被测介质中太短等。另外由于保温材料的变化，对汽缸壁温测量元件及护套的腐蚀比较严重，从某电厂3号机组小修情况分析，在保温结合面处绝大部分热电偶的铠装护套腐蚀破裂，缸壁温度元件的护套在保温材料结合面受腐蚀严重，从而影响了热电偶测量的准确性。有些电厂在振动比较大的地方安装了不具备防震功能的压力表，由于长时间受到振动的影响压力表的指针、弹簧很容易损坏从而影响了压力表的使用寿命。

4) 标准表失准

有些测量元件如振动、轴位移探头未经校验就直接安装。由于探头在运输过程中受到振动等影响有些特性会发生变化，严重的可能会损坏探头，在安装之前进行校验可以了解探头的特性并及时在系统软件中加以修正，可以及时发现损坏的探头如果未及时校验，那么这些问题只有在开机后才表现出来，给查找原因和检修都带来麻烦。有些单位计量器具未送检，即作为标准器具使用；因制造质量、送检回厂运输途中的振动以及使用不当也会导致标准压力表零偏超差；使用不合格的标准器具校表或是用大量程、低准确度等级表检定小量程、高准确度等级表；一些电厂标准压力表外借锅炉汽机现场试验，因振动和冲击造成标准压力表“零偏”或精度下降，一些工作人员操作不当导致标准表计失准，从而引起仪表准确率下降。 5.3.2.2 随机误差

这类误差产生的原因主要是测量系统受环境温度、振动以及干扰等环境因素的影响而产生的误差。如某厂炉主汽出口管道上温度低于联箱上温度，机炉侧温度倒挂且随季节变化，其中炉主汽温度出口管道上保温不好是一个重要的因素。对于温度测量的冷端补偿，一般都是在DCS系统中通过机柜中的几个热敏电阻实现的，那么如果机柜的通风不好或者卡件的位置离热敏电阻较远都会给测量带来误差；另外由于测量回路长时间受高温影响，使得电缆老化也会影响测量精度。 5.3.2.3 粗大误差

这类误差产生的原因主要是维护人员的工作作风、操作技能和调校质量决定，是误差产生的一个重要因素。它表现在： a 维护人员主观过失

从电厂的调校记录中我们发现，一些表计的调校质量不高，调校后的误差已接近允

许误差边缘（这样的仪表接入系统时环境的变化或运行不了多少时间就可能超差）。一些压力测量，应对仪表取样点与测量元件安装位置的高度差产生的压力要进行修正，否则会直接影响到测量精度，但从我们的检查中发现，有的维护人员只注意就地测量元件本身的精度而忽视了参数修正的准确。如某电厂2号机组高压缸排汽与炉侧再热器进口压力有倒挂现象，对压力变送器校验后仍倒挂。后检查炉侧再热器进口压力变送器修正值为0.15MPa，实际察看现场应该有0.20MPa的修正，修改后倒挂现象消除。因此检修人员应该重视压力变送器的修正值，而不是单纯的校验一下仪表。我们建议将压力修正值设置到DCS组态中，变送器量程按设计参数校验，这样可以避免人为造成的错误，修改也比较灵活方便。

b 报警定值设置不当 由于报警定值设置不当，当测量参数稍有变化时，就发出报警信号，运行人员确认后报警信号消失，但过不了一会儿又有不少报警信号发生。如此反复，运行人员疲倦了报警信号不在确认，久而久之，报警信号过多，画面不少参数闪烁。

6 环保专业

6.1 防电除尘器整体垮塌

电除尘器是火电厂一个重要的环保设施，除尘器能否安全稳定运行直接影响到机组的安全稳定运行。在国内电厂曾出现过电除尘器垮塌事件，电除尘器垮塌轻则影响机组安全运行，重则会造成人身伤亡，因此电除尘器垮塌是影响火电厂安全生产的一个重要安全隐患。

造成电除尘器垮塌的主要原因是由于负重超过其所能承载的最大负荷所致，因此预防电除尘器垮塌事件主要从以下二个方面着手：一方面在设计时要充分考虑除尘器的各种负荷，做好基础及各柱梁的设计；在施工时按照设计施工，保证工程质量，确保在设计和施工阶段消除不安全因素。另一方面要加强电除尘器日常运行维护管理，保证卸输灰系统运行正常，保持灰斗内积灰的正常料位高度，防止积灰过多增加电除尘器的荷重，影响电除尘器的整体安全。 6.2 防电除尘器静电伤人

电除尘器在正常运行时，在正负极之间施以高压电（50～70kV），即使电除尘器已经停止供电，在电除尘器的阴阳极系统还会存在较强的静电，因此在对除尘器进行检修时，首行必须停电，切不可带电作业，同时要对电场内阴阳极进行对地放电，并安装接触良好的接地线，确保无静电时方可进入，防止残余静电伤人。

6.3 防脱硫塔除雾器垮塌

当煤质变化或电除尘器处理效果达不到设计值时，含有高浓度烟尘的烟气进入脱硫系统，会造成大量烟尘积聚在脱硫系统除雾器上，此时正常的冲洗已达不到清洗效果，使除雾器上的积灰越来越多。随着大量烟尘的积聚，最终由于负重超出能够承载的能力，而导致除雾器垮塌。

为防止发生除雾器垮塌事故，首先应加强日常运行维护管理，提高电除尘器的除尘效率，燃用设计煤质，按照设计定期冲洗，保持除雾器清洁、避免发生积灰堵塞。另一方面采取加强巡视、安装观察窗等措施，随时监视除雾器的积灰情况，当发现积灰有异常时及时进行清洗处理，防止除雾器上过多的积灰影响设备安全稳定运行。 6.4 防脱硝系统氨罐泄漏、爆裂

在脱硝系统中，氨是其主要原料之一，但由于氨气与空气达到一定的混合比例时有较强的易爆性，以及氨气对人身的毒性，决定了氨罐的安全是保证安全生产的重要保障。氨罐属于压力容器，具备压力容器的特点，为保证氨罐的安全，在设备运行过程中要避免氨罐内出现高温高压，防止氨罐泄漏、爆裂；同时加强氨气管道的维护，防止出现漏点，防止各种情况发生的氨泄漏对环境造成污染，对设备安全运行和员工生命造成威胁。

7 化学专业

7.1 系统腐蚀问题及预防措施

从目前300MW及以上机组运行中发现问题来看，比较突出的是给水系统（高、低压给水系统、设备）的流动加速腐蚀、低加给水系统的酸性腐蚀、锅炉水冷壁管的酸性或碱性腐蚀以及停备用保护措施不当造成机组停备用保护期间的腐蚀破坏，因此在运行中应采取以下措施：

7.1.1 采用给水加氧（OT）处理工况或是给水氧化性全挥发（AVTO）处理工况。采用给水加氧（OT）处理工况或是给水氧化性全挥发（AVTO）处理工况可以有效避免给水系统的流动加速腐蚀以及低压给水系统的酸性腐蚀。根据机组的特点以及水质情况，可以酌情采用采用给水加氧（OT）处理工况或是给水氧化性全挥发（AVTO）处理工况。当机组是无铜系统（低压加热器是铜合金材料），加热器疏水返回凝汽器，而使给水氢电导率稳定保持在小于0.15靰S/cm时，可以考虑进行给水加氧处理（OT）工况的相关试验工作，通过试验参数确定加氧处理。当机组是有铜系统（低压加热器是铜合金材料），加热器疏水无法返回凝汽器，给水氢电导率无法稳定保持在小于0.15靰S/cm时，可以通过热化学试验确定采用给水氧化性全挥发（AVTO）处理工况。

7.1.2 控制锅炉水中游离NaOH浓度。在运行中对锅炉水的pH值、磷酸根、NH3的浓度进行精确测定，从而能计算出锅炉水中的游离NaOH浓度，一般要求锅炉水中的游离NaOH浓度不大于1mg/L。

7.1.3 锅炉及给水加药选用化学纯及以上等级的药品。300MW及以上机组对水汽品质的要求极其严格，从实质上说，锅炉、给水加药其实是向水汽系统引入杂质离子的过程，只是有目的性的利用其中有益离子的化学功能，以实现“预防结垢，减缓腐蚀”的保护作用，因此对于锅炉及给水所使用化学药剂的纯度越高，就越能避免有害的杂质离子的影响。

7.1.4 根据机组停备用时间的长短做好机组的停备用防锈蚀工作，机组停备用时间在一周以内可以采用给水压力法进行防锈蚀工作，每个运行班应取样分析锅炉水的pH值、溶解氧、氢电导率值，并做好记录。采用蒸汽压力法进行防锈蚀时，每个运行班应记录1次锅炉出口的压力。机组停备用时间超过一周则不允许采用给水压力法或蒸汽压力法进行防锈蚀工作。在机组停备用时间不超过一个月时，可以采用热炉放水余热烘干的防锈蚀方法，在烘干过程中应每小时从空气门、疏水门、放水门取样测定1次相对湿度，在停备用期间，每周取样测定1次。机组停备用时间超过一个月时，不允许采用热炉放水余热烘干的防锈蚀方法，建议采用成膜胺法进行防锈蚀工作。 7.2 凝结水精处理设备的运行问题及处理措施

目前省内发电企业凝结水精处理设备运作中主要存在四个方面的问题：凝结水精处理高速混床损坏导致树脂漏入系统；凝结水精处理高速混床运行异常造成水质污染；空压机运行异常导致凝结水高速混床的树脂污染；凝结水超温使凝结水精处理高速混床脱离运行等。

为了防止上述问题的出现，在基建调试过程中，电厂的化学运行人员应早介入、早参予，全面熟悉凝结水精处理系统的设备特点和运行中的注意事项，这样就可以避免出现误操作而造成的设备损坏，同时在运行操作中必须加强巡视检查，发现设备运行异常时必须立即消除缺陷。

凝结水精处理高速混床用离子交换树脂必须采用进口耐高温树脂，这样可以避免凝结水温度过高时树脂的热溶解，保证水汽品质和机组的安全、经济运行。 7.3 热网加热器的漏泄问题及处理措施

300MW及以上机组由于有凝结水精处理设备，在凝结水精处理设备正常运行的情况下，既使发生凝汽器的微漏也不会对给水水质产生影响。我省的发电机组以供热为主，热网加热器疏水量很大，必须对加热器疏水进行回收，而一般热网加热器疏水的温度较高，达到80℃以上，不能直接排至凝汽器，也就无法由凝结水精处理设备进行处理，因

此当热网加热器出现漏泄时就会对水汽品质产生严重的影响。

在机组采暖期结束后，应做好热网加热器的检修维护，检修完毕应由化学专业人员检查验收，在停备用期间必须进行防锈蚀工作，在防锈蚀期间应该由化学专业人员定期进行检查，从而减缓热网加热器的腐蚀破坏，保证供热运行时不因热网加热器漏泄而影响水汽品质。同时在热网加热器疏水应增加取样点，并安装在线氢电导率表进行水质监督。

7.4 在线化学仪表问题及处理措施

在线化学仪表是化学监督工作的眼睛，对于300MW及以上机组，由于温度、压力等参数较高，水质对于系统结垢、腐蚀的影响是快速而严重的，因此精密而可靠的化学在线化学仪表能够正确指示水汽品质，指导运行人员的调整与监督。

电厂化学在线仪表维护人员应由专人负责，通过学习和培训以提高电厂化学仪表人员的技术水平和业务素质，加强化学在线仪表的维护，保证化学在线仪表的准确可靠。

300MW系列机组运行中 应注意的问题和防范措施

二○○九年五月三十一日

目 录

前言

1 汽轮机安全

1.1 防止汽轮机转子弯曲 1.2 防止汽轮机轴承烧损 1.3 防止超速 1.4 防止轴系断裂 2 锅炉专业

2.1 规范、落实锅炉点火前的检查和验收制度 - 1 - - 1 - - 1 -

- 4 - - 8 - - 11 - - 13 -

- 13 - 2.2 加强运行中锅炉主、辅设备的监视和调整 2.3 加强锅炉灭火后的操作管理，杜绝违章操作发生 2.4 加强保护装置的管理，确保锅炉运行时主要保护全部可靠投入 2.5 加大培训力度，提高培训质量 3 励磁、继电保护专业

3.1 防止电气误操作事故 3.2 防止发电机非全相运行 3.3 防止全厂停电事故 3.4 防止瓦斯继电器进水 3.5 应对电流互感器进行误差校核试验 - 13 - - 16 - - 16 - - 17 - - 17 -

- 17 - - 18 - - 18 - - 18 - - 18 - 3.6 应对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行80%直流额定电压下工作可靠性试验 - 18 - 3.7 应对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行在80%直流额定电压下可靠合闸试验 - 19 - 3.8 功率整流柜应有超温报警装置故障 - 19 - 3.9 应对备用厂用变压器自启动容量进行校核 - 19 - 4 高电压专业 - 19 - 4.1 加强发电机集电环上的碳刷温度和电流监测，防止发电机集电环烧损事故发生

- 19 -

4.2 防止发电机内冷水的冷却水流入内水冷系统，造成发电机跳闸故障发生 - 20 - 4.3 防止定子线棒过热造成发电机烧损事故发生 - 20 - 4.4 加强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，防止发电机接地故障的发生 - 20 - 4.5 防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线发生氢爆事故 - 20 - 4.6 定期进行发电机漏氢量试验，确定是否满足运行标的准要求 - 21 - 4.7 加强发电机机内氢气湿度的监测，防止氢气湿度超标，造成发电机相间短路事故的发生 - 21 - 4.8 加强控制和动力电缆的温度检测，做好电缆应防火措施，防止电缆烧损事故的发生 - 21 - 4.9 加强高压电动机运行温度和振动的监测，减少电动机的热态启动次数，防止高压电动机烧损事故的发生 - 21 - 4.10 加强GIS组合电器运行巡视检查 - 22 - 4.11 加强发电机微正压装置运行监测 - 22 - 4.12 加强对电气设备的在线监测数据巡视和监测 5 热工专业

5.1 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动 - 22 - - 23 -

- 23 - 5.2 确保汽包水位测量准确和保护有效投入 5.3 热工测量异常原因及防范措施 6 环保专业

6.1 防电除尘器整体垮塌 6.2 防电除尘器静电伤人 6.3 防脱硫塔除雾器垮塌 6.4 防脱硝系统氨罐泄漏、爆裂 7 化学专业

7.1 系统腐蚀问题及预防措施 7.2 凝结水精处理设备的运行问题及处理措施 7.3 热网加热器的漏泄问题及处理措施 7.4 在线化学仪表问题及处理措施

300MW机组运行中应注意的问题和防范措施

- 32 -

吉林省电力监督检测中心

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- 29 - - 30 - - 30 - - 30 - - 30 -

- 31 - - 32 - - 32 - - 32 - 前言

近年我省多个电厂扩建或新建了300MW系列机组，亚临界300MW机组从运行参数、设备配置、保护设置等多个方面与超高压机组存在较大差别，机组在基建调试及生产运行过程中也暴露出很多问题，需要有关发电企业从设备运行维护、技术人员培训以及有关技术规程、标准的贯彻执行方面进一步加强。为更好的保障机组安全、经济运行，加强发电企业对机组运行管理，在规范和落实现有相关规程和标准的同时，针对当前我省已投产300MW系列机组运行中出现的问题，吉林省电力监督检测中心特编写《300MW系列机组运行中应注意的问题和防范措施》，要求各相关发电企业参照执行。

1 汽轮机安全

1.1 防止汽轮机转子弯曲

1.1.1 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.11、10.1.12。监测仪表对于运行人员了解和掌握机组运行状态至关重要，如果没有完好、准确监测仪表就等于失去了有效监督机组运行状态的眼睛，因此要求监测仪表必须完好、准确，尤其是重要仪表更应定期校验，100％投入运行。机组报警装置必须保证完好、投入。凝汽器的水位报警装置，要求在停机后也能正常投入，以防止停机后凝汽器

满水进入汽缸。除氧器的高水位报警必须投入，高水位自动放水装置必须完好。 1.1.2 根据多起汽轮机转子弯曲事故的发生情况来看，多数重大事故的先兆都能通过机组的一些重要仪表显示出来。例如：轴向位移突然增大、振动突然增大、晃动突然增大、胀差值超限、油压突然降低、上下缸温差增大、主蒸汽温度突然降低等，因此机组的重要表计和保护必须投入运行，以防止重大事故的发生。

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.2、10.1.2.1、10.1.2.2。对于转子晃动的监视，要高度重视转子晃动值的相位测量。由于转子晃动值是一个向量，只有对其的绝对值和相位同时进行比较，才能全面评定其是否发生变化。目前，大多数电厂运行人员对启动前转子晃动值的相位不重视、不了解，在转子上不做标识，仅凭转子晃动的绝对值作为启动前的依据是错误的，容易造成误判断而酿成事故。因此，在转子晃动测量时，除了测量出转子晃动的绝对值外，还应测量其相位。机组启动前应将转子晃动的绝对值和相位变化作为机组能否启动的判据。

对于机组胀差表在轴承箱外的机组，运行和检修时，应避免对测量装置的磕碰，造成测量的不准确。此类事情一旦发生，应立即根据胀差变化曲线进行校对，否则应重新进行定位。

1.1.3 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.2.3、10.1.2.4。运行中机组的汽缸上、下缸温度测点必须齐全、准确，汽缸上、下缸温差必须在规定要求的范围内，以防止过大的缸体热变形。为了防止进入汽轮机中的主蒸汽带水，要求主蒸汽过热度不可低于 50℃，其温度必须高于汽缸最高金属温度 50℃，但不能超过额定蒸汽温度。

例如：我省某厂5号机在启动前，汽缸上下缸温差65℃即要冲转，机组在低转速时发生振动，运行人员果断打闸避免了转子弯曲的事故。

1.1.4 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.3、10.1.3.1、10.1.3.2。在机组正常启动、停机和事故工况下，正确投入盘车，是避免转子发生永久性弯曲事故的重要措施之一。为了避免出现转子发生永久性弯曲，要求在机组启动前至少连续盘车 2～4h，热态启动时至少连续盘车4h。如果盘车过程中发生盘车跳闸或由于其他原因引起的盘车中断，都应重新计时。振动是转子发生弯曲最明显的标志，如果机组在启动过程中因为振动异常而必须回到盘车状态时，则应认真检查、分析引起振动的因素，在没有明确结论时，严禁盲目启动。如果具备了启动条件，则还应连续盘车 4h后方可启动。

例如：我省某发电厂机组事故停机后，在转子偏心度超标的情况下进行冲转，机组发生振动被迫停机。停机后机组充分盘车4h，在转子偏心度恢复正常后再次启动，机组运行正常。

1.1.5 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文10.1.3.3～10.1.3.5。近年来，转子弯曲事故仍不断出现，由于未能正确投入盘车和采取必要的措施，导致了多起转子发生永久弯曲事故。在此重点强调并重申，当盘车盘不动时，决不

能采用吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏，同时可采取以下闷缸措施，以清除转子热弯曲。

a. 尽快恢复润滑油系统，向轴瓦供油。 b. 迅速破坏真空，停止快冷。

c. 隔离汽轮机本体的内、外冷源，消除缸内冷源。

d. 关闭进人汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。 e. 严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动度随时间的变化情况。 f. 当汽缸上、下温差小于50℃时，可尝试手动盘车，若转子能盘动，可盘转180°进行自重法校直转子，温度越高越好。

g. 转子多次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。 h. 开启顶轴油泵。

i. 在不盘车时，不允许向轴封送汽。

目前，通过采取闷缸措施已成功避免了多起转子发生永久弯曲的现象。例如：2009年2月我省某厂4号机调试期间停机后连续电动盘车半小时后盘车受卡，手动盘车不动。经试运指挥部决定立即采取闷缸措施，数小时后机组盘车正常，闷缸防止了转子产生永久弯曲。

1.1.6 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.3.6。机组热态启动时，选择正确的轴封供汽和抽真空方式，是防止汽轮机转子弯曲的重要措施之一。为了防止抽真空时抽入冷空气，要求抽真空前必须投入盘车和向轴封供汽。在向轴封供汽时，要根据不同的汽缸金属温度选择不同的轴封汽源，以降低该处热应力。停机后，为了防止冷空气漏入汽缸内，要求必须先破坏真空，并确定真空已经到零后，方可停止轴封供汽。

1.1.7 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.3.7、10.1.3.8。防止汽轮机进水、进冷汽是防止汽轮机转子弯曲的重要措施之一。因此，在机组启动、运行中和停机后，应严密监视高、低压加热器，凝汽器，除氧器，各疏水联箱的水位。在机组启动前，主、再热蒸汽管道必须充分暖管、疏水，并确保疏水畅通。否则一旦汽轮机进水或进冷汽，转子将局部受到急剧冷却，并将导致转子永久性弯曲事故的发生。例如：2000年12月我省某电厂发生4号机组转子弯曲事故，就是由于在机组停机过程中，汽缸进水，导致了高压转子发生永久性弯曲事故。

1.1.8 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.3.9、10.1.3.10。机组在启动过程中和低负荷运行时，由于再热蒸汽流量很小，如果投入减温水会引起再热蒸汽带水。锅炉熄火或机组甩负荷时应及时切断减温水，也是为了防止汽缸进水、进冷汽。汽轮机在热态下，如果要进行锅炉水压试验，必须保证主蒸汽、再热蒸汽系统的截止门严密，方可进行锅炉水压试验。

1.1.9 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文10.1.4、10.1.4.1～10.1.4.3。重申并规定了机组在启动和运行中轴承和轴振动的要求值和极限

值，强调了在机组启动或运行中振动超标的打闸停机条件，特别强调要高度重视振动相对变化值，轴承振动变化±0.015mm 或相对轴振动变化±0.05mm，就应查明原因并设法消除；当轴承振动突然增加 0.05mm 时，就应立即打闸停机。需要说明的是对我省珲春厂、辽源厂北重330MW机组，其轴振规定值极为严格，要低于上述规定，应按照制造厂运行规定。

1.1.10 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.4.4、10.1.4.5。在机组运行中，要注意监视缸温和主汽温度的变化，特别要注意的是上、下缸温差增大和主蒸汽温度的急剧下降。如果发现上、下缸温差增大或主蒸汽温度下降的趋势，应及时调整。主蒸汽温度下降太快是过水的征兆，不但增加热应力，而且也可能引起剧烈的热变形，将导致动、静部分摩擦与转子永久性弯曲。

1.1.11 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.6～10.1.9。疏水系统、减温水系统的阀门必须保证关闭严密，其自动装置应安全可靠。高压加热器应装有紧急疏水阀，该紧急疏水阀应有水位高联动开启和远方操作的功能。

为了防止从除氧器通过门杆漏汽向回返冷汽，要求门杆漏汽至除氧器上应设逆止门和截止门，并应保证该逆止门和截止门严密。

1.1.12 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.10。近年来，汽轮机进水和进冷汽造成转子弯曲事故仍频繁发生，特别是300MW 合缸机组较为突出，多发生在高中压轴封段处，应引起高度重视。除应加强运行管理外，还应深入分析疏水系统存在的问题，并加以改造和消除隐患，以防止进水事故的继续发生。 1.1.13 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.1.13。总结汽轮机以往所发生的转子弯曲事故，发现大多数的事故在发生、发展过程中都有运行人员违章操作、生产指挥人员违章指挥的成分，违章操作和操作不当往往是事故的直接原因或者是事故扩大的原因。因此，要求运行人员必须遵守运行规程，一切操作要按规程的规定操作，不要因为生产指挥人员的指挥而违背运行规程。检修人员在大修时，要严格按照规程规定的项目进行，确保检修质量，消除设备隐患。 1.2 防止汽轮机轴承烧损

1.2.1 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.1。汽轮机的调速油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵应定期进行试验，以确保能处于良好的备用状态。所有油泵的联动装置必须定期进行试验，以确保停机或发生异常情况时能及时联动，保证机组不发生断油烧瓦事故。没有同轴主油泵的汽轮机组，作为主泵的润滑油泵和作为备用的润滑油泵要定期轮换运行，联锁开关必须在投入状态，并且直流油泵严禁设置任何保护。

运行人员除检查运行设备状态外，还应检查备用油泵是否处于良好的备用状态。现场直流油泵一般在就地的直流控制屏上有远方/就地切换收操开关，当打在就地位置的

时候，控制室DCS、硬手操都无法启动，低油压保护逻辑也无法启动，建议将此切换开关改造成无论打在就地，还是远方控制位置，DCS都能操作，联锁保护逻辑也能联动。防止此开关误打在就地位置，保安段失电时，造成断油烧瓦。

例如：某厂1号机组的轴承烧损事故。其事故原因虽然是多方面的，但直流油泵在就地位置不能联动也是其事故发生的主要原因，因此一方面我们在设计上对重要的油泵避免存在就地位，另一方面运行人员应对备用设备的检查加以重视。

在油泵切换时应投入联锁开关进行切换，必要时在设计上取消软联锁开关，保证油泵始终在联锁状态。例如：双鸭山600MW机组在油泵切换时，由于联锁条件被强制解除，切换后油压下降备用油泵没有联动造成机组轴承烧损。

1.2.2 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.2。为了防止在油系统切换过程中发生断油，要求在汽轮机油系统进行切换操作时，应严格按照运行规程规定的操作顺序缓慢进行操作，严密监视润滑油压是否发生变化，并且操作应该在指定监护人的监护下进行，严防由于误操作而引起的机组轴承烧损事故。密切监视油箱油位，有的油箱有两个油位测量装置。一个在滤网前，一个在滤网后，机组运行期间，要定期校验DCS显示油位与就地滤网后油位，防止滤网堵塞，造成油箱油位下降，润滑油压下降。例如：我省某厂机组轴承烧损即是油系统切换操作错误造成。

油箱加热器的投入，注意油箱油位，要保证加热管淹没在油中。某电厂在投入油箱加热器的时候，油位过低，部分加热管没有淹没在油中，造成过热，引起油箱失火。油系统没有建立起循环时，严禁投入油箱加热器。

1.2.3 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.3—10.2.5。在机组运行中，各支持轴承、推力轴承和密封瓦的金属温度，均不应高于制造厂规定值，一般在 90℃以下，主轴承温度测点紧贴钨金面的允许金属温度到95℃。引进型机组一般为 107℃报警，112℃应紧急停机。回油温度不宜超过65℃，超过 75℃时应立即打闸停机。在机组启停过程中，要严格按照制造厂的规定启停顶轴油泵。如果出现可能引起轴承损坏的异常情况时，必须查明原因，并确认轴承没有损坏后，方可启动汽轮机。

机组启动前应对油温、轴承温度进行记录检查，对异常参数必须查明原因。例如：某厂4号机组启动前，发现某一轴承回油温度偏低，经检查该轴承无回油，原因是安装人员忘记拆掉处理该轴承时加装的堵板。

1.2.4 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.6。油箱的油位、油压、油温是运行人员需要监视的重要表计，并且油位、油压、油温的报警、联锁和保护装置必须安装齐全，指示正确，并定期进行校验，如发现缺陷应立即处理好，以免留下事故隐患。

1.2.5 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.7、10.2.13。汽轮机启动前，油质必须合格。油质不合格或油中含有杂质和含水量超标时，禁止向各轴承、密封油系统充油，并且应连续投入油过滤设备直至油质合格。油净化装

置必须伴随机组连续运行。在油质不合格时，如果启动汽轮机，可能导致重大设备事故的发生。因此，为了防止由于油质不合格引起的轴承损坏事故，要求安装和检修时要彻底清理油系统，确保油系统清洁和无杂物。为防止造假，应规定机组油循环多长时间后方可进行油质化验。

1.2.6 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.8。机组在振动不合格的情况下运行危害很多。比如：转子和轴承由于长期处于振动状态下运行，其本身金属材料会产生疲劳，从而降低了其使用寿命。由于转子振动大会使轴承表面的钨金受到损害，轻者会出现钨金碾损现象，重者会发生轴承钨金脱胎甚至轴承烧损事故。而且转子振动过大，也易发生动、静部分摩擦。

1.2.7 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.9。低油压联锁保护是汽轮机的最重要的保护之一，要求在每次机组启动前，必须进行该项保护试验，如发现问题，就不允许启动，否则将会造成严重后果。

1.2.8 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文10.2.10 、10.2.11。交流润滑油泵是由保安段供电，交流油泵电源开关的自保持功能要进行试验，在保安段失电时，开关要保持在合闸位置，保安段电源恢复时，交流润滑油泵要能够自启动。

柴油发电机要定期试转，要进行保安段切换试验，要保证在保安段失电情况下，柴油机发电机能够即时启动，保证油系统安全。

由于交流、直流润滑油泵电源不可靠或联动逻辑设计不合理，造成了数起300MW 机组轴承烧损事故。因此，要求交流、直流润滑油泵应有可靠的电源，直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，要进行直流大负荷试验，各级熔断器应合理配置，以防止故障时因熔断器熔断而使直流润滑油泵失去电源。

1.2.9 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.12。汽轮机油系统的管材要符合要求，变径管应采用锻制式，大管径可采用钢板焊制，禁止使用抽条冷作变径管。油系统的法兰应尽可能使用对焊短管法兰，使法兰焊接时不变形。为了防止由于阀门损坏造成断油事故，要求油系统严禁使用铸铁阀门。油系统阀门不得在水平管道上立式安装，以防止由于门芯脱落导致油管道堵塞。为了防止误操作和在紧急情况下能迅速找到阀门，要求主要阀门要有明显的标志牌和挂有“禁止操作”警告牌。为了防止由于滤网堵塞而造成断油事故，在润滑油管道上不宜装设滤网。如果要装设滤网，则必须要有可靠的防止滤网堵塞和破损的安全措施。

1.2.10 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.14。主油泵出口逆止门不严或卡住，是造成停机过程中断油的主要原因。在运行中，如果出现主油泵出口逆止门不严或卡住现象，则会造成高压油经主油泵出口逆止门回流，使油压大幅度下降而导致断油事故的发生。

因此，为了防止停机过程中断油，特别强调检修中要认真检查主油泵出口逆止门的状态，以确保其灵活、关闭严密，以防止停机过程中断油事故的发生。防止交、直流润

滑油泵出口逆止门卡涩，机组启动前，应切换油泵运行，检查交、直流油泵有无倒转现象来判断逆止门是否卡涩。出口逆止门卡涩造成机组启动过程切换主油泵时，低油压保护动作机组跳闸的事件已经发生多次。

1.2.11 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 10.2.15。严格执行运行、检修规程，是防止汽轮机轴承烧损事故的重要措施之一。因为机组在运行中出现异常情况时，如果采取的措施得当，可能就会避免一次重大事故的发生。反之，就会造成一次重大事故。而且，事故时如果采取的措施不当，往往还会扩大事故的发展。因此，要求生产指挥和运行人员一定要严格遵守运行规程，按运行规程规定的程序进行操作，以避免重大事故的发生。

对于轴承烧损事故后的处理，除修复轴承外，还应注意对轴颈可能产生硬化带和裂纹进行检查，以消除事故隐患。 1.3 防止超速

1.3.1 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.1。机组甩负荷后不使危急保安器动作并在额定转速下稳定运行，是汽轮机调节系统动态特性的重要指标。调节系统具有良好的动态品质是保障机组不发生超速事故的先决条件。因此，要求机组的控制系统必须保证在机组甩负荷时将转速控制在危急保安器动作转速之下，并能维持转速稳定。

1.3.2 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.2、9.1.3。超速保护和转速表是保障汽轮机安全运行必须的、重要的系统保护和监视表计，在《汽轮机运行规程》中均已有明确的规定：在危急保安器动作不正常、汽轮机主要保护不能正常投入、主要仪表(如转速表、轴向位移表)不能正常投入的情况下，禁止机组启动。而在实际工作中，往往由于不能严格执行规程、规定而产生了严重的后果。 1.3.3 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.4、9.1.5。透平油和抗燃油中含有杂质或清洁度不合格是造成汽门卡涩的最主要原因，因此运行规程明确规定：在透平油和抗燃油油质不合格时，严禁机组启动。对于新建或大修后的机组，在油质检查合格前，不许向调节系统部套和轴承内通油，特别是对于调节油和润滑油为同一油源的机组，应提高透平油油质颗粒度的合格标准，在检验合格后才能向调节部套和轴承内通油。对正在运行的机组，要定期化验油质，建立油质监督档案，防止调节系统和保安系统部件锈蚀和卡涩。油净化装置、滤油装置应保持运行状态，连续或定期对油质进行处理。在机组大修或调节系统检修后，机械(液压)调速系统的机组一定要进行静止、静态试验，电液调节系统的机组要进行仿真试验，以确保调节系统、保安系统工作正常，调节部套、汽门无任何卡涩现象。

1.3.4 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.6。由于机组运行时经常会出现一些紧急情况，因此必须采取紧急措施进行停机。为了防止汽轮

机转速过度飞升，要求正常停机时先打闸，并确认功率为零后方可解列。带负荷解列相当于机组甩负荷，必定会出现转速飞升，而且在调节系统异常情况下，很容易引起超速事故，因此严禁机组带负荷解列。

1.3.5 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.7。汽轮机旁路系统一般在机组启动过程中用于提升锅炉汽压、汽温，在正常停机过程中用于回收工质，在机组甩负荷过程中用于防止锅炉超压，但是决不可忽视在事故工况下汽轮机旁路系统对保障机组安全的作用。

目前，我省机组除北重330MW机组旁路投入保护和自动外，其余机组旁路保护和自动并不投入。我们应根据机组启动的特点，对于高压缸启动机组，高压旁路保护和自动可不投入，但低压旁路保护和自动必须投入；对于高、中压缸联合启动以及中压缸启动的机组，高、低压旁路保护和自动必须投入。

因此，在机组启、停过程中和事故工况下，应严格按照规程要求开启旁路系统，尤其是低压旁路必须开启。在机组热态启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂的规定值。在机组运行中，旁路系统应处于热备用状态，并投入联锁保护，以确保事故状态下能正确动作。

1.3.6 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.8、 9.1.9。机械液压型调节系统的机组应有两套就地转速表，有各自独立的变送器(传感器)，并分别装设在沿转子轴向不同的位置上，其目的是在汽轮机机械(或液压)调速器故障、主油泵齿形联轴器对轮损坏、转速开环失控的情况下，提供对转速监视和故障判断的手段。 此项措施是在秦岭电厂轴系断裂事故后提出的，目前新建机组TSI和DEH测速装置能够分别装设在轴向不同的位置上，存在的问题是部分电厂的TSI装置只接一测速保护装置，需要增加二路测速保护装置，提高机组超速保护的可靠性。

1.3.7 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.10。在统计的12 台事故机组中有4 台为抽汽机组，其中有2 台是由于可调整供热抽汽逆止门故障，使热网蒸汽倒流，而引起机组严重超速，造成了轴系断裂事故。

我省新投产的机组皆为供热机组，从设计上都有液压快关阀以及气动逆止阀，只要保证这些供热抽汽逆止门和快关阀严密、动作可靠，联锁保护能够投入，就可避免热网蒸汽倒流引起机组超速事故。关于快速关闭截止门的动作过程时间(包括动作延迟时间和关闭时间)，应根据抽汽参数和有害容积进行实际计算来确定。另外，对于新建抽汽供热机组或凝汽机组改造为供热机组，其热网加热器的布置应尽可能靠近汽轮机本体。

另外，给水泵出口逆止门故障引起的事故次数虽然不多，但也曾有发生，应引起注意。

1.3.8 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.11～9.1.14。机组在运行中突然甩负荷是引起汽轮机组超速的一个主要原因，机组甩负荷后能否将转速控制在危急保安器动作转速之下，是考核汽轮机调节系统动态品质的重要指标。近年来，随着大容量机组投产数量的增加，甩负荷试验对保证机组安全运行的作用

越来越重要。因此，要求新投产机组或汽轮机调节系统经过重大改造的机组必须进行甩负荷试验，并积极创造条件对已投产但未进行甩负荷试验的机组进行甩负荷试验。为了确保机组在运行中或甩负荷试验时不发生危险，要求机组必须进行危急保安器试验、汽门严密性试验、超速试验、汽门关闭时间试验、抽汽逆止门关闭时间试验和仿真试验。要严格按规程要求定期进行危急保安器试验，要求在满足试验条件下，蒸汽参数要尽量选低值。运行人员及热工人员要认真执行有关调节系统、保安系统和热工保护试验的规定，以避免重大超速事故的发生。

目前，我省投产的300MW机组全部完成了甩负荷试验，需要我们注意的是汽门严密性试验时应保证再热汽压力满足试验要求，并且进行机组甩负荷静态预测，保证机组甩负荷的安全性。

1.3.9 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.15。汽轮机电液调节系统已被广泛应用于新建大型机组和老机组现代化改造，虽未出现过由于其自身故障而造成的重大事故案例，但也存在有不安全的因素。为了防患于未然，根据汽轮机电液调节系统的现状，提出了原则性的预防措施。汽轮机电液调节系统应根据机组的具体情况，设有完善的机组启动逻辑和严格的启动限制条件。

3.10 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.16。汽轮机电液调节系统涉及汽机、热控、化学等专业，在电厂的管理模式基本是控制部分由热控专业管理、液压部分由汽轮机专业管理，汽轮机专业人员对控制系统总体设计介入较少，但是由于控制系统整体方案、功能必须与汽轮机主体结构相适应，因此，作为被控对象的主人，汽轮机专业人员应对系统改造方案的确定、功能设计、工程实施、试验和运行的全过程进行深入了解，并要求在电液调节系统的改造中，以汽轮机专业为主进行综合实施、全面管理，以确保系统实用、安全、可靠。

在汽轮机电液调节系统中，控制、保护已融于一体，在基建施工或大修过程中要认真检查接线。尤其是对实施改造的机组，要熟知保护控制逻辑及与原系统的接口，严防脱节致使保护拒动或误动。

例如：辽源厂3、4号机组根据机组特点，在逻辑上增加了，中、低压导汽管蝶阀采暖工况的最低阀位限制；还增加了机组挂闸后，开启该阀门的逻辑，有利于机组的安全、稳定运行。

1.3.11 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.17。国产300MW 及以上大型机组，均采用纯电液型调节系统，其中电液伺服阀是电液调节系统的重要部件，其工作状态直接关系到机组的安全、稳定运行。近年来，电液伺服阀的故障在日渐增加，出现了性能降低、失效、卡涩等故障。因此，应加强控制油质颗粒度的定期监测以及电液伺服阀的运行监视、维护管理，以消除隐患和避重大事故的发生。新购电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求，并按制造厂的要求进行妥善保管，否则不得投入运行。在大修中，要进行清洗、检测等维护工作，发现问题应及时处理或更换。

1.3.12 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.18。主油泵轴与汽轮机主轴间的齿型联轴器在运行中由于润滑不良或安装工艺等问题，造成齿型联轴器磨损时有发生，如果检查处理的不及时，极易发生重大事故。由于主油泵与汽轮机主轴间联轴器失效而造成转速失控的事故，在 50 MW、125 MW、200 MW、300MW 机组上发生过数次，有的由于判断准确、处理及时，避免了事故的扩大，有的已造成了严重后果。

1.3.13 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.19。近年来，随着科学技术的飞速发展，电力系统新技术、新成果的出现，老机组的调节、控制系统越来越落后，调节、控制系统的改造也就成为必然，但是对调节系统的重大改造一定要谨慎，为了避免重大事故的发生，必须在确保系统安全、可靠的条件下，经过全面、充分的论证和必要的试验后，经过有关权威技术部门认可后方可进行。由于调节系统改造而造成的机组超速事故也曾有发生。

1.3.14 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.1.20。运行规程、检修规程是确保电力工业安全生产非常重要的两大法规。违反运行规程、检修规程，不仅会造成重大的设备事故，而且也会造成重大的人身伤害事故，所以在生产实际中必须严格遵守。防止调节系统的部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动，关键在于日常运行维护和检修的质量必须过关，否则可能会造成机组超速重大事故的发生。 1.4 防止轴系断裂

1.4.1 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.1。振动是反映机组运行状况的重要指标，许多重大设备事故的先兆都会在振动上表现出来，因此，明确要求振动超限跳机保护必须投入运行，充分发挥该保护的作用，以确保机组的安全、稳定运行。 1.4.2 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.2—9.2.4。应按规定期限对转子进行检查，并根据转子的实际情况制定具体的检查计划。目前，对转子表面、轴颈和中心孔伤的检查工作重视不够，也很少执行。因此，为了及早发现转子的缺陷，并及时采取相应措施，要求新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查，对高温段应力集中部位可进行金相检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度检查。

承担启停调峰的机组，应加强运行管理，注意启动、运行参数的控制，避免对转子寿命产生不良影响，并适当缩短对转子的检查周期。不合格的转子绝不能投入使用，已投运的不合格转子建议进行更换。对于已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子，应进行技术评定，并制定出运行安全措施，一般可采取下列措施：

a. 在机组启、停过程中适当降低汽轮机金属温度变化率，以减少热应力。 b 对于蠕变损伤部件，在更换之前可适当降低运行蒸汽参数。

c 机组冷态启动前，注意预暖措施，使汽缸、转子均匀地加热到一定温度。

d 严格按超速试验规程的要求，在带25％负荷运行3—4h 后方可进行超速试验。 e 监视轴和轴承座的振动，特别要注意与轴温度场有明显关系的强烈振动。 f 防止机组严重超速，采用机、炉、电大联锁运行方式。

g 一般不作为两班制调峰机组使用，并尽可能减少机组的启、停次数。

1.4.3 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.5。机组在下列情况下应做危急保安器动作试验：新安装机组、机组大修后、危急保安器解体或调整后、机组做甩负荷试验前和停机一个月以上再次启动时。在进行危急保安器动作试验时，应满足制造厂对转子温度的规定。对于冷态启动的机组，一般要求其带 25％负荷运行3～4h后方可进行试验。

1.4.4 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.6。对于机组在运行中可能产生松脱的零件，如平衡块的固定螺丝、风扇叶的固定螺丝、定子铁芯的支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝、各联轴器螺丝等，在新机组安装和大修时必须认真检查，确保其有安全的防松措施，以防止这些零部件在运行中脱落，而造成设备损坏事故。

1.4.5 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.7。对于新投产的机组，安装时要认真检查各级隔板的主焊缝，并且逐级做好标记，以防止装反。在大修中拆装隔板时，也要做好标记，严禁不做标记无序摆放。在大修时，应检查隔板的变形情况，变形超过要求时，要对隔板进行修复和补强。

1.4.6 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 9.2.8。发电机非同期并网，使转子的扭矩剧增，对机组尤其是对转子产生的损害非常大，轻则损害转子的寿命，重则将导致机组轴系的严重毁坏事故。例如：一台300MW 机组由于发电机非同期并网，结果导造成设备损坏事故。因此，必须采取有效措施，严防发电机非同期并网。

2 锅炉专业

2.1 规范、落实锅炉点火前的检查和验收制度

2.1.1 编制锅炉汽水系统、烟风系统、制粉系统、燃油系统、燃烧系统、吹灰系统、压缩空气系统、除灰、除渣系统等系统的图表，以及设备检查卡，机组启动前依照检查卡进行设备检查，检查合格后方可送动力设备的动力电源。操作卡中应根据机组启动曲线标明各个阶段的控制参数，避免操作的随意性。

2.1.2 无论锅炉在何种状态下启动，都应根据制造厂提供的启动曲线严格控制升温、升压、升负荷速率。现场规程中应附有各种状态下的启动曲线。

2.2 加强运行中锅炉主、辅设备的监视和调整

2.2.1 严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。

2.2.2 严格控制给水品质和蒸汽品质，防止受热面结垢。品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢超标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。

2.2.3 为保证机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方式，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，即定—滑—定的复合运行方式。采用定—滑—定复合运行方式前，应先根据机组性能，进行有关的调整试验。通过安全和经济性比较后，再确定高、低负荷定压运行的压力，并绘制出该区间每个负荷点的滑压运行曲线，以求得低负荷运行时的安全性和经济性。

2.2.4 定期排污应尽量在低负荷时进行，并严格监视汽包水位，控制排污流量。对于锅炉说明书中明确要求在一定负荷以上停用定排的，应遵照执行。自然循环汽包锅炉每只定期排污阀的排污时间不超过30s。排污间隔和排污量应在运行规程中做出具体规定。 2.2.5 一台轴流式风机运行，需启动另一台轴流式风机并联运行时，应避免运行风机喘振，并维持炉膛压力稳定。要避免在喘振区停留，发现喘振要及时迅速调整。并联运行的风机应尽量保持各风机的负荷接近（以电流为准），并注意保持两侧风、烟温均衡。并联风机正常运行时，连通风门应开启。轴流式风机严禁在喘振区工作。并联风机如一台运行、另一台停用时，应尽可能减少往停用风机漏风。 2.2.6 回转式空气预热器出入口烟/风挡板，应保证电动投入且挡板能全开、关闭严密。当发生空气预热器发生卡死情况时，应及时关闭空气预热器烟气侧和空气侧挡板，打开热端烟气侧人孔门，控制空气预热器烟气、空气侧的温差不得过大。

2.2.7 运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况的烟气温度限制值，当烟气温度超过规定值或发生火灾时，应立即手动MFT停炉，并作如下处理：停止送风机、引风机，关闭空气预热器空气侧和烟气侧出、入口挡板，隔绝空气。保持空气预热器运行，利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。若因尾部烟道二次燃烧停炉时，禁止通风。

2.2.8 回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必须进行短时间启动试验，以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件。若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。

2.2.9 锅炉负荷低于25%额定负荷时，回转式空气预热应连续吹灰；锅炉负荷大于25%额定负荷时，至少每8h吹灰一次；当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。停炉前必须进行回转式空气预热器吹灰。冬季运行中为防止冷

端受热面发生低温腐蚀，应投入暖风器，保证回转式空气预热器入口空气温度符合要求。停炉后，当回转式空气预热器入口烟温降至制造厂规定要求时方可停止回转式空气预热器。

2.2.10 减温调节阀等应调节灵活，无卡涩，全关状态时漏流量应符合相关规定。对中速磨煤机制粉系统，机组负荷小于65%不得启动第四层制粉系统，避免发生汽温超温造成机组被迫停机。控制汽包上下壁温差不超限。如果发生受热面爆管事故，根据泄漏情况选择停炉方式。锅炉停炉后，锅炉停止上水，通风吹扫10min后闷炉，防止事故扩大。通风吹扫时间视汽包壁温差而定，但不能少于5min。

2.2.11 运行中应严密监视各部受热面壁温，发现超温现象，要及时进行调整，采取减弱燃烧，降低火焰中心高度等措施，切不可大意。

2.2.12 新炉投产、锅炉改进性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。加强燃煤的监督管理、配煤管理和煤质分析，采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。煤种变化较大的时候，应加强混、配煤管理，使其尽量接近设计煤种。燃料应该提前通知运行并坚持日常化验制度。运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。

2.2.13 燃烧褐煤的机组必须加强漏粉的治理，及时消除漏粉点，避免漏粉自燃。由于燃烧器在热态与水冷壁共同向下膨胀，在消除一次风管和燃烧器的连接处漏点时应该重点检查一次风管膨胀节的补偿效果、施工工艺和焊接质量，明确造成泄漏的根本原因。在漏粉尚未得到彻底根治的时候，必须加强各处危险点的巡视，发现险情及时汇报，处理。积粉在保温绵中会引起自燃，积粉在电缆槽盒中自燃，更会扩大事故。

2.2.14 磨煤机出口温度和煤粉仓温度必须严格控制在规定范围内，不得超过煤种要求。在中速磨煤机停止运行时，必须投入消防蒸汽进行惰化，防止积粉爆燃。对可燃气体浓度分析仪应该定期进行标定和传动，确保其工作正常。

2.2.15 排粉机或一次风机启动后，应缓慢开启入口挡板，以防一次风压突然增大，造成炉膛正压或爆燃。

2.2.16 对中速磨煤机在碾磨件磨损中后期，应及时调整加载压力，以保证制粉系统出力。

2.2.17 解决摆动式燃烧器的受热卡涩问题，如：适当扩大摆动式燃烧器各部间隙；在锅炉不同负荷工况下进行调整试验，得到燃烧器喷口倾角与锅炉负荷的关系特性，使再热蒸汽温度达到额定值，提高机组运行的经济性。

2.2.18 对等离子点火装置和少油点火装置的使用，应遵循安全可靠的原则，综合考虑煤质、炉温以及燃烧情况，不要盲目地追求无油或者少油启动。在点炉初期，应采用不低于60%BMCR风量的通风量、适度的燃烬风开度、较大的炉膛负压，避免未燃的煤粉积

存在炉内引起爆燃。需要投大油枪助燃时，应停止向锅炉供粉，待通风吹扫5分钟后再进行投入大油枪的操作。

2.2.19 从调试期间运行情况看，启磨风系统的作用只是满足磨煤机启动的出口温度条件，在给煤机下煤后，启磨风系统已经不能满足制粉系统的干燥出力要求，对制粉系统来说还是潜在的危险点，所以启磨风系统不需要再使用。从安全性和经济性综合考虑，先投入蒸汽推动使汽包壁温达到100℃以上，然后投入1～2只大油枪烘炉，待空预器出口一次风温度达到150℃后，再启动等离子或者少油点火系统，投入制粉系统。根据燃烧情况，适时地停止大油枪运行。

2.2.20 燃油系统应加强巡视，配备足够的灭火器。在机组启动前，应进行燃油系统泄漏试验。试验不合格，必须查找漏点，彻底处理。油枪软管应定期进行抽出检查，防止软管上有漏点造成事故。

2.2.21 消防水应由单独的水源供给以确保消防水量、水压不受影响，消防泵的备用电源由保安电源供给。消防设施完善，消防组织应训练有素，加强管理，力求在起火初期及时发现、及时扑灭。

2.3 加强锅炉灭火后的操作管理，杜绝违章操作发生

当炉膛灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，应立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。

2.4 加强保护装置的管理，确保锅炉运行时主要保护全部可靠投入

2.4.1 联锁及保护试验动作应准确、可靠。机组正常运行时，严禁无故停用联锁及保护，若因故障需停用时，应得到总工程师批准，并限期恢复。

2.4.2 300MW系列机组锅炉汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准，汽包水位信号采用三选中值的方式进行优选。

2.4.3 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。汽包两侧的就地水位计应采用水平仪或者U形管进行超平，然后根据厂家数据或者二十五项反措的参考数据进行迁移。在额定负荷下，如果就地水位计和差压式水位计的偏差超过30mm，必须进行热态调整和校验。在确保差压式水位计压力和温度补偿正确后，以差压式水位计为基准，重新迁移就地水位计。

2.4.4 当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理；当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。锅炉汽包水位保护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试验，用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。

涉及到汽包水位计的故障处理和水位保护的停退，必须有工作票和总工程师的批准，严格执行审批制度。

2.4.5 停炉后保持火检冷却风机运行，待温度符合要求时，停止其运行。

2.4.6 FSSS功能应该逐步完善，趋于合理。任何逻辑的完美都不会避免事故的发生。控制电源的状态必须可控，手动切换开关的位置必须正确，热工回路的元件，卡件必须可靠工作。对DCS中的组态等必须认真仔细的核实，有条件的时候进行传动和试验确认。尤其是MFT复位后，是否存在设备自启动的情况。 2.5 加大培训力度，提高培训质量

加强对运行人员的培训，定期组织考核以及事故演习等，加强对锅炉规程的贯彻和理解，提高运行人员燃烧调整的水平以及事故状态下的应变能力，坚决杜绝习惯性违章。

3 励磁、继电保护专业

3.1 防止电气误操作事故

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 2.6要求。断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助接点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。有的电厂没有满足上述要求，请各电厂尽快安排时间进行缺陷处理。 3.2 防止发电机非全相运行

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 11.6要求。发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时启动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。各厂应该对非全相保护的定值重新进行校核，出现非全相运行时，运行人员应严格按运行规程进行处理。 3.3 防止全厂停电事故

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 11.6要求。带直配线的电厂确保在系统事故时，应该制定1台或部分机组单独带厂用电和直配线负荷，备自投确保准确及时投入等具体措施及记录，组织专业人员，结合实际补充修改关于单机组单独带厂用电反事故措施内容，并认真贯彻落实。同时建立防止全厂停电事故措施落实检查制度并做好记录。

3.4 防止瓦斯继电器进水

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的要求。在变压器的瓦斯继电器上加装防雨罩。在没有加装之前，运行人员在雨雪天气应该加强对瓦斯继电器的巡视工作。

3.5 应对电流互感器进行误差校核试验

利用停机或春秋检，对继电保护使用的电流互感器补做误差校核试验。未校核前运行人员应该加强对电流回路的日常监视，及时发现问题，及时反馈，及时采取措施。 3.6 应对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行80%直流额定电压下工作可靠性试验

在停机消缺期间对继电保护复查检验时，对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行在80%直流额定电压下的可靠性动作试验。未进行试验前运行人员加强日常监视，密切关注继电保护运行情况。

3.7 应对主系统和主设备继电保护及安全自动装置进行在80%直流额定电压下可靠合闸试验

在停机消缺及检修期间对主系统和主设备继电保护及安全自动装置动作情况下涉及到有断路器合闸设备，要进行在80%直流额定电压下的可靠性合闸试验。未进行试验前运行人员加强日常监视，密切关注主系统和主设备继电保护及安全自动装置运行情况。

3.8 功率整流柜应有超温报警装置故障

在发电厂励磁系统功率整流柜内应该装有可控硅超温报警装置，功率整流柜内无超温报警装置的电厂，应尽快与设计部门及生产厂家协商，增设功率整流柜超温报警装置，并将信号发到主控。在未安装超温报警装置之前，运行人员使用红外线测温装置加强对功率整流柜监视与检查。

3.9 应对备用厂用变压器自启动容量进行校核

对自启动容量不足的变压器制定防止过投自启动措施。尽快对备用厂用变压器（包

括各个低压备用变压器）自启动容量进行校核；对于有自启动容量不足的变压器要制定防止过投自启动措施。未校核前加强对厂用工作和备用电源的监视与检查，并做好各种情况下的事故预想。

4 高电压专业

4.1 加强发电机集电环上的碳刷温度和电流监测，防止发电机集电环烧损事故发生 在发电机组运行中，每班用红外线点温计或红外线成像仪定期（可根据碳刷运行温度的高低确定测试时间）测量每个碳刷上的温度（碳刷最高运行温度不超过90℃），并做好记录，如果相邻碳刷上温度超过10℃，并用直流钳测量发电机集电环上碳刷的电流值，并做好记录，如果相邻碳刷上的电流超过正常运行电流10%，应调整碳刷压力，使每个碳刷上电流值基本相同，防止碳刷过热形成环火，造成集电环烧损事故的发生。 4.2 防止发电机内冷水的冷却水流入内水冷系统，造成发电机跳闸故障发生 发电机组在运行中，运行人员应加强内冷水的冷却水和内水冷压力、流量、温度等参数进行巡视检查，注意上述各参数的变化，并做好记录，防止发电机内冷水的冷却水流入内水冷系统中，造成发电机跳闸故障发生。 4.3 防止定子线棒过热造成发电机烧损事故发生

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 11.3.1.7。加强定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差的监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理，防止定子线棒过热造成发电机烧损事故发生。

4.4 加强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，防止发电机接地故障的发生

严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中条文 11.5.3。应按时检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，超过1%时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时应报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至

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