控制机组非停的防范措施

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1、2011年发电部控制机组非停事件的措施为确保2011年度全厂机组的安全、稳定、经济运行，发电部特制订下列措施确保设备安全 运行及控制全年机组非停次数不超0.5次/台年，力争全年无非停。第一部分管理措施一、2011年发电部控制机组非停组织机构：组长：黄昌跃副组长：许振飞、林道川、邙观道成员：发电部其他各级管理人员、各值长、机组长及各班正、副班长二、2011年发电部控制机组非停事件管理措施：1、严格执行运行交接班制度，接班前必须掌握设备运行、备用和检修状态，了解系统运行 方式，杜绝盲目接班上盘及操作。2、日常缺陷的处理，值长、机组长、正副班长必须组织人员做好危险点分析和预控措施并 落实到位；机组设

2、备及公用系统设备发生较大缺陷时，必须通知专业主管或专工检查确认， 如有必要由专业做好防范预案后才允许开工。3、各班、各值批准消缺工作前必须先判断消缺的性质，分析是否会造成机组跳闸，正常处 理缺陷中易造成保护装置误动时，应分析哪些保护可能误动，要求检修人员办理相关手续后， 退出相应保护。4、加强“两票”的执行及检查工作，消除人的不安全行为，杜绝习惯性违章：（1）、电气所有操作必须按操作票进行操作，热机操作方面如果有操作票必须持操作票进行 操作，监护人必须按规定监护到位。（2）、执行热力机械检修工作票安全隔离措施时，有隔离措施操作票的持操作票操作，没有 操作票的持工作票操作。（3）、执行简单的操作

3、时，发令人必须向操作人讲清楚操作内容和注意事项，操作人复诵无 误后才进行操作。（4）、所有操作必须有监护，不允许单独操作（异常、事故处理情况除外）。（5）、所有操作必须严格执行唱票复诵制。5、正常情况下所有操作前必须针对本操作项目进行危险点分析及制订相关有效的预控措施， 严格执行危险点分析及预控单制度。6、机组运行中运行设备或备用设备退备检修时，除按原规定报值长批准外，必须同时通知专 业同意（老厂由机组长或正副班长通知，四期由值长通知）；并且原则上本机组的重要辅机（如 给水泵、给水泵密封水泵、发电部水冷泵或定冷水泵、射水泵或真空泵、凝结水泵、闭式水 泵、开式水泵、密封风机、火检冷却风机及四期循

4、环水泵）不允许同时退备检修。7、值长、机组长、正副班长安排工作时应考虑操作量，避免太多的操作在同一班内发生。8、运行人员必须严格按规定时间及规定路线巡视设备，巡检工作要做到“两早五到”即及 早发现，及早处理，做到心到、耳到、眼到、鼻到、手到。9、运行人员上班前应休息好，当班期间必须保证精神状态，不允许从事与工作无关的事， 不允许当班时出现精神不佳或睡觉等现象，各值长、机组长、正副班长必须加强劳动纪律管 理。10、严格执行2010年01月01日发电部下发的“发电部定期试验、切换操作及重大操作时 各级人员到位制度”。11、认真做好运行岗位分析，通过运行分析及时发现设备隐患，采取相应的对策，以确保机

5、 组安全、经济地运行：（1）、分析内容：a. 接班前对机组运行状态、各种参数的全面检查及接班后的分析；b. 监盘中的仪表活动和参数变化，报警信号以及其他异常的分析；c. 巡回检查时对设备出现的不正常声响、振动、温度、液位、电流等变化的分析；d. 定期试验及运行方式改变时，对设备运行情况的分析；e. 对汽、水、煤、油、灰数值及化学监督参数变化的原因分析。(2) 、运行人员在值班中应及时地把观察到的变化以及出现的异常现象综合起来分析，随时 调整操作，设备运行处于安全、经济的最佳状态。(3) 、值长要经常分析设备系统的运行状态及运行方式的安全性、正确性和合理性，并应随 时了解各机组分析出的问题，及时

6、指挥有关人员采取措施，以保证设备的正常运行。12、定期开展现场岗演练，针对以下情况由发电部每月定期现场组织演练：(1) 、本厂和兄弟厂过去曾发生事故的教训和异常现象；(2) 、影响设备安全运行的季节性事故；(3) 、设备上存在的主要缺陷及薄弱环节；(4) 、新设备投运前后，可能发生的事故。12、严格执行华能海口电厂反违章管理实施细则。坚持不懈反运行十项常见习惯性违章：(1) 、现场巡视、操作不戴安全帽或未戴好。(2) 、操作后不恢复井盖孔洞或不设安全围栏。(3) 、工作票填写不完整、不规范、不端正。工作票许可和终结时，工作许可人未按规定到 现场开工或终结，终结票后未能收回相关各类警告牌。(4)

7、 、操作时不核对设备名称，不高声唱票、复诵，跳项操作或监护不到位、不认真；或者 无操作票进行操作。(5) 、擅自解除电气“五防”闭锁或操作后不恢复“五防”闭锁；悬接地线时，不带绝缘手 套；检查有接地现象的高压设备不穿绝缘鞋。(6) 、未经批准或未登记，任意进行备用设备的停、送电操作。(7) 、应开工作票的工作，运行允许检修不开工作票进行工作。(8) 、发现施工或检修人员无工作票(或工作负责人未在现场)工作不制止。(9) 、锅炉打焦、看火时不戴防护面具，开关阀门时，不戴手套。(10) 、阀门操作时任意使用不符合规定的阀门扳手或操作高位阀门站立时，使用不合格的 垫高办法或使用活动梯子时，未固定好，

8、又未使用安全带或无人监护。13、加强班组安全学习日管理：值长及机组长(或班长)必须按规定组织好本值、本班组的 安全学习日活动，部门安全培训员负责监督，保证安全学习内容保量、保质按时完成；原则 上安全学习日活动应根据时间长短有计划的安排如下学习内容：(1) 厂部管理制度、规定或有关通知；(2) 发电部管理制度或通知及专业措施；(3) 上级下发的安全文件、简报、通报及上级有关安全工作的指示精神，并展开讨论，举 一反三，吸取教训，结合本值、本班实际情况制订相应的预防措施；(4) 上级安排的政治理论学习内容；(5) 分析本值、本班上倒班存在的安全隐患、违章情况和不安全因素，分析原因、提出防 范措施并制

9、订整改计划，表扬安全生产中的好人好事；分析“两票三制”执行情况；(6) 分析本值、本班上倒班运行方式安排及节能工作情况，与其它班组对标情况，所存在 问题及改进措施等；(7) 本值、本班组上倒班培训情况总结及下倒班培训工作安排等；(8) 安全知识及安全技能培训；(9) 针对设备隐患或异常，开展岗位演练(含仿真机培训)等。第二部分专业技术措施一、电气专业：（一）、防止#8、9发电机因氢气泄露引发事故运行措施：打开发电机转子滑环小室的南、北侧门，防止集氢；禁止无关人员进入#8/9机6m层、4m层，进入#8/9机区域的人员，严禁穿鞋底有钉子的鞋和容易产生静电的化纤衣服，以防摩擦产 生火花；禁止在#8/

10、9机区域拉接临时电源；禁止在#8/9机区域12m、4m层使用对讲机、移动电话；在发电机附近区域及其它有可能漏入氢气的空间，包括装有氢气连接件的控制室和仪表室均 应有良好的通风，以排除可能泄漏的氢气聚集；运行人员充、排氢操作时，应使用铜制工具，以防产生火花；将#8/9机零米层排氢充氮软管接好，已备紧急情况下排氢充氮。加强对#8/9机氢气在线巡检仪的巡视检查，发现报警应及时查明原因，排除外界因素干扰: 如为巡检仪积油污过多造成测量误差，应通知化学检修排除污物，并清除干净；如为定冷水 箱引至巡检仪管路堵塞、打折引起测量误差，应通知汽机本体班处理打折管道，保证气路畅 通。确认报警因漏氢引起，及时汇报。

11、因氢气泄露量大，需要电机降低氢压运行时，发电机允许负荷也应按下表给定的数值相应降 低：氢压(MPa)0.30.20.1出力（MW）330250130（二）直流系统：直流接地立即通知检修人员及时处理。注意定期切换直流浮充装置时，应确保直流电源刀闸动、静触头接触良好。加强对直流系统熔断器的管理，上下级差配置合理且使用质量合格的直流熔断器产品。直流系统不能进行合环操作。330MW机组脱硫、机组、网控#1蓄电池进行核对性充放电检修工作，只能用#1浮充器向 #1蓄电池单独充电。330MW机组脱硫、机组、网控#2蓄电池定期进行核对性充放电检修工作，只能用#2浮充 器向#2蓄电池单独充电。（三）、防止主变、

12、#1联变冷却器故障引起非停措施：监盘人员应注意监视主变温度值，发现温度异常或温升幅度明显增大，及时就地检查变压器 冷却风扇运行情况，防止冷却器全停后无故障报警的情况出现。按主变冷却器定期试验制度进行冷却器控制报警信号回路试验。冷却器投运行时，逐一投入冷却器，间隔2分钟以上，防止油流扰动过大引起瓦斯保护动作。巡视检查人员，对主变、#1联变本体检查时，应注意：认真核对两侧温度差，并与远方温度表进行核对，发现两者温度差值较大，及时填写缺陷单 并通知检修处理。认真检查冷却器控制箱内各元件的发热情况，特别注意检查电源接触器各接头是否接触良 好，有无发热情况，防止冷却器缺相故障发生。遇到冷却器全停故障，在

13、处理过程中遵循以下原则：以最快的速度恢复冷却器运行。严格按照主变、#1联变冷却器全停后：“在温度未达到75C时，30分钟跳闸；温度达到75C，10分钟跳闸。”要求进行控制，达到条件应向值长申请减负荷停机，避免变压器过热引起绝 缘老化的重大事故发生。(四) 、138MW发电机进相运行反事故措施：1、进相运行的参数控制，运行人员监视各发电机参数，并按下列范围控制：(1) 发电机定子电流6903A(1.1倍主变额定电流)；(2) 发电机端电压13.1kV；发电机端电压14.5kV；(3) 发电机线圈温度80C；发电机出水温度60C；发电机铁芯温度110C；(4) 定子线棒层间最高与最低温度间的温差以

14、及定子线棒引水管出水温差控制在8C内，温 差达到8C及时报告值长。定子线棒温差达14C或定子引水管出水温差达12C，或任一定 子槽内层间测温元件温度超过90C或出水温度超过80C时，应降低发电机出力。(5) 发电机进风温度不允许超过55C。(6) 主变电流 393.7/6903A，(7) 主变上层油温75C ；最高不超过85C；(8) 220kV 母线电压 220242kV。(9) 厂用电6kV母线电压不低于5.7kV。(10) 厂用电400V母线电压不低于361V。当发现进相机组或非进相机组的参数不在控制范围内，运行人员应及时向值长汇报，并积极 调整。发电机过流或温度超限时，及时降低发电机出

15、力，减小定子电流致使各部位温度至监 视值之内。电压低时应手动调节无功输出，提高发电机及母线电压，但不能使发电机电流超 过 6903A。(11) 发电机运行功角不大于60。2、注意事项：(1) 发电机进相运行时，继电保护不作任何调整；励磁限制功能根据试验要求由继报班进 行调整。(2) 进相运行时，励磁方式投自动，如有改变应经有关领导同意；(3) 机组进相时，各运行机组采用协调运行方式，监视并调整各级组间的无功分配，防止 一台机进相而其他机组多发无功的现象；(4) 进相运行期间，加强监视发电机各部位温度，并做好事故预想。3、发电机失步的处理机组在进相运行过程中，维持有功不变，手动减小励磁电流，逐步

16、使发电机进相，运行人员 应严密监视发电机参数变化，防止发电机失步。发电机失步的现象：(1) 发电机定子电流表来回剧烈摆动，定子电流有超出正常值；(2) 发电机和母线上的电压剧烈摆动且降低，强励可能动作；(3) 转子电压、电流表在正常值附近摆动；(4) 有、无功表全盘摆动；(5) 发电机发出有节奏的鸣音。发电机失步的处理：(1) 当励磁调节自动方式运行时，禁止将调节器切至手动方式，快速加励磁电流将发电机 拉回同步，必要时降低发电机有功负荷；(2) 当励磁调节手动方式运行时，应立即手动增加发电机励磁，同时也可通过快速减负荷 将发电机拉回同步；（3）两分钟内经处理仍不能稳定时，将失去同步的发电机与系

17、统解列。（五）、电气配电室防小动物引起设备事故措施：进出配电室随手关门。电气操作时检查设备电缆孔洞封好，操作后关好设备柜门。备用抽屉开关应推入仓内，并关好仓门。开关室门防止小动物隔板正常放好，设备室门窗完好，室内无小孔洞。按138、330机组防小动物检查卡定期时行检查。（六）、防止#8、9机组凝结水泵、浆液泵及一次风机变频器检修引起设备跳闸的措施：机组凝结水泵、浆液泵及一次风机6KV开关室相应小车开关仓上分别增加变频器跳闸 压板一块，为变频器故障时跳对应6KV小车开关，为防止在工频运行状态且变频器检修时误 跳运行于工频状态的6KV开关，要求该变频器跳闸压板只在设备运行于变频状态时投入，工 频状

18、态时退出。（七）、防止9B循环水泵高低速切换时保护误动的措施：9B循环水泵高低速切换操作时，调整状态时将差动压板投入，低速状态时将差动压 板退出。（八）、点火油泵房342开关测控装置及联锁回路异常的运行措施点火油泵房A、B段母线之间联锁回路不能满足在A或B段电源开关跳闸时，只联合一次联 络开关3 4 6的要求，在联锁功能投入的情况下，若在A或B母线有故障时，联络开关3 4 6自动联合于故障母线后将产生连续的跳合过程，扩大事故。运行中将A、B段母线联络开 关3 4 6运行方式切换开关切至“备用”位置，切除联锁功能。运行中发现3 4 2开关UNT-PCK装置失电后，将开关运行方式切换开关切至“备用

19、”或“停 止”位置，切换为“常用”位置前必须将开关断开，将开关运行方式切换开关切至“常用” 位置检查装置恢复电源并通知继保班进行保护检查后方可时行开关合闸操作。不得无故将3 4 2开关运行方式切换开关切至“备用”或“停止”位置后（此时装置失电） 又切回“常用”位置（此时装置恢复电源），若运行操作必须有此方式时，在切回“常用” 位置前通知继保班进行保护检查后方恢复开关合闸操作。3 4 2开关检修改热备用后，正常时应将开关运行方式切换开关切至“常用”位置，合开关 前通知继保班进行保护检查后方可进行开关合闸操作。（九）、防止柴油发电机误操作的运行措施：四期柴油发电机由于在自启动方式采用长脉冲做自保持

20、回路，若按下”柴油机启动”按钮后 柴油机启动不成功，应再次按下柴油机启动”按钮退出自保持回路，防止就地复位柴油机后 又柴油机又自动重启，引起人员伤害四期事故启动柴油机后未按下”柴油机启动”按钮（变红）前禁止退出保安A/B段投入备 用功能及将跳闸4 8 2 1 A/B开关拉出。防止柴油发电机跳闸。138机组事故启动柴油机自启动方式采用长脉冲做自保持回路，联锁启动柴油发电机后，禁 止退出相关联锁回路及将保安段工作电源开关拉出至检修位置。（十）、防止电气设备高温引起非停措施加强设备的巡视，注意设备室温度变化及空调的运行状态，发现空调故障时，及时通知检修 人员处理，若不能处理引起小室温度升高时，能转移

21、负荷时侧转移负荷并打开设备小室门窗， 进行空气流通，必要时要求检修加临时通风设备。断开各主变风冷控制箱，GIS就地控制箱内各加热装置电源或投入小开关。检查各设备小室固定通风各电源正常，能正常启停。进行设备定期切换时，注意各段母线的电流分配，尽量做到电流分配均衡，防止电流过大， 引起设备温度高。设备室温度升高至4 0度时，应对所在设备进行一次测温度，注意设备温度及温升无论何状 态下都应不超过规定值，否则应转移负荷或加装临时风扇。对发电机应注意各冷却器及冷却水量的检查，发现冷却器冷热端温差变小时，时行冷却水流 量、温度检查，增加冷却水流量，降低冷却水温度。对138MW机组发电机温度异常时应处理如下

22、：（1）、发电机的入口风温保持在30C之间为正常，超出此限为异常；（2）、当发电机进风温度高于额定值（40C ）时，定子电流的允许值按下表确定：发电机额定进风温度C进风温度每升高1C定子电流较额定值降低40451.5%45502.0%50553.0%对330机组注意定子冷却水及发电机定子铁芯第18至24点温度应控制在110C以 内，否应减小无功输入，无效则减小有功至温度满足要求。为防止发电机转子碳刷过热引起烧损，巡视时应手摸设备外壳或刷辩发现有温度高时及时测 温，注意温度不超过110C，温度异常时调整碳刷压力平衡，进尔减小转子电流。注意电缆的运行温度就满足以下要求：油浸纸绝缘10KV及以下60

23、C-80C20KV-35KV50C充油纸绝缘60 KV -330 KV70C-75C橡皮绝缘50C聚氯乙烯绝缘60C交联聚乙烯绝缘80C对电动机温度运行要求如下电动机绕组绝缘材料的最高允许温度如下表所示，电动机在正常运行情况下不应超出此温 度。绝缘等级AEBFH极限允许温升（C）607580105125极限温度（C）105120130155180环境温度（C）4040404040对油浸式变压器为A级绝缘，干式变压器为F级绝缘，其最大运行温度及温升同上表。注意 干式变压器温度达到9 0C以上时，手动开出冷却风扇运行，130C高温报警，达到150C 温度应将变压器停用。运行中油浸变压器的顶层油温一

24、般不超过下表规定：冷却方式环境温度C允许温升C最高顶层油温C监视顶层油温C自然油循环自冷40559585自然油循环风冷40559585强迫油导向循环风冷40458575自然油循环风冷变压器高温季节正常应全部开出，强迫油导向循环风冷正常时一组投备用， 一组投辅助，其余开出，在线圈温度达到9 0T或上层温度达到6 5。将冷却风扇全开，并 分析原因，必要时进行减负荷处理。对于电气导线连接部分的温度控制如下运行中刀闸和母线温度允许值为70。空气中金属接触连接部分温度应满足下表所示：电器各部分的名称及材料最高允许发热温 度。C环境温度40C时允许温 升C用螺栓、螺纹、铆 钉或其他形式坚固 时铜或铝无镀层

25、8040铜或铝镀（搪）锡9050铜镀银10565用弹簧压紧时铜或铜合金无镀层7535铜或铜合金镀银10565发现温度超过以上值时，应转移负荷降低电流至温度满足要求。 对于高压变频器的温度监视，如下表环境温度3 5C报警功率单元8 0C跳闸变压器13 0C报警15 0C跳闸若环境温度过高引起变频器温度报警时，应及时切换备用设备运行，将变频器停止运行，防 止温度继续升高至保护值引起跳闸，影响机组运行。（十一）、防止老厂GIS设备操作回路异常引起非停措施为避免老厂GIS设备二次回路老化，多次出现回路监视及操作回路继电器损坏等现象引起的 事故，在操作中应做好如下防范措施：1、操作中注意回路电压电流的变

26、化及报警信号，操作中出现异常的报警应立即停止操作， 就地检查无误后方可进行下一步操作。2、刀闸操作时注意刀闸操作把手在预分合位置时应闪光、合分闸后位置平亮，否则操作刀 闸后应立即到就进进行刀闸状态检查无误后方可进行下一步操作。3、发现刀闸操作合不上或拉不开的情况下应再进行反向操作一次并将相关操作电源断开后 再合上。4、母线刀闸操作后，检查母差屏相应切换继电器动作正确。5、出现刀闸不断的分合异常时，立即将操作电源断开，防止切换继电器多次动作引起接点 烧毛。6、处理及操作中禁止退出闭锁回路。二、汽机专业：（一）、防止138MW机组高调门窜动导致位移发送器杆损坏的运行措施：自138MW机组DEH改造

27、后，各台机组在90MW-105MW负荷区间某点附近运行时，高调门均出 现不同程度的窜动现象，初步分析产生原因有：VCC卡死区过小；LVDT1、LVDT2反馈高选存 在非线性；调门特性整定不佳等，如不及时进行调整，长期振动下去，极易造成阀门位移反 馈装置损坏，使调门处于全开或全关状态，不能调节，严重时导致阀杆振断，为确保机组安 全稳定运行，特做如下规定：1、运行中注意监视各调门运行情况，EH油压正常稳定，尽量避免在调门重叠度处长期运行。2、当机组负荷在90MW-105MW区间，机组长、主副值应重点监视CRT画面上高调门开度指示， 出现较大窜动时，到就地进行检查，确认后，立即报值长调整负荷，尽快避

28、开该开度位置， 不允许在该点长期运行（以开始窜动时到报告由值长下令调整负荷完成消除窜动为止计算时 间）。3、值长统一调配各机组负荷，根据各机组不同窜动点负荷值进行负荷优化调整，但不要影 响老厂的出力要求。4、调整无效时，值长应下令改滑压运行，报检修检查处理。5、监盘中发现调门后压力异常时，应检查VCC卡S值，大于1时，说明反馈装置已有问题 或调门机械卡涩，也可能是伺服阀故障，应及时联系热工和调速班人员到场进行处理。6、当机组加减负荷过程中突然出现甩负荷现象时，如无电网方面的原因，应迅速检查各主 汽门、高调门输出、反馈指令是否一致，各阀门状态是否正常，S值有无过大或出现负值， 若上述参数出现异常

29、均表明调节系统有问题，否则进一步检查各高调门后压力变化趋势，发 现有异常同样说明调节系统有问题，此时机组应改滑压运行，并报检修处理。7、若某个调门突关引起甩负荷，应注意汽温、差胀、振动的变化，及时调整除氧器、凝汽 器水位，确保轴封汽正常，检查辅机有无跳闸。8、机组甩负荷时要安排有经验的人员监视调整汽包水位。刚甩负荷时汽包压力迅速上升， 会压缩汽包水位快速下降，形成虚假水位现象。此时如汽包水位下降的幅度和速度不大，不 可盲目地大量补水；注意观察水位变化趋势，在水位开始回升后，就要马上减小给水流量到 蒸汽流量附近；给水流量的调整主要根据水位变化趋势进行，调整的幅度不能过大，应保持 在蒸汽流量附近，

30、绝对不能进行全开全关式的调节。9、由此影响到小指标参数时，将不作考核处理但应记录清楚并OA报李敏备查。10、值长、机组长应将各机组窜动负荷值记录交班并负责负荷调配、监督主副值执行此措施 到位情况。11、主副值负责本机组窜动负荷点监视、检查、确认和加减负荷躲开此窜动点并报告正副机 组长，正副机组长负责确认、监督落实并报告值长，值长负责协调各机组的负荷调配确保各 机组躲开各自窜动点并监督正副机组长落实执行情况，若出现按负荷曲线调配各机组间负荷 仍无法躲开全部机组的窜动点，可以在一台机组进行滑压运行进行躲开，但应记录清楚并 OA报李敏备查。（二）、138MW机组高调门松动试验操作要求：1、机组运行稳

31、定，控制系统运行在操作员“自动”方式。2、试验前联系值长并得到许可。3、机组定压运行时，适当降点主汽压力后进行（12.8-13Mpa），以防负荷扰动引起锅炉安全 门动作。4、退出一次调频、AGC运行5、将CCS负荷控制切到DEH控制，投入“功率回路”。6、阀门控制由“顺序阀”切换到“单阀”运行方式。7、逐个进行调门松动试验。8、在试验期间，如遇到控制装置切手动时，应立即停止试验。9、试验结束后，阀门控制由“单阀”切换到“顺序阀”方式。9、退出“功率回路”，负荷控制由DEH控制切回CCS控制。10、投入一次调频、AGC运行（三）、138MW及330MW机组单阀、顺序阀切换操作步骤及注意事项：汽轮

32、机阀门管理有两种方式，即单阀和顺序阀（多阀）方式。单顺阀切换其目的是为了提高 机组的经济性、稳定性，实现节流调节和喷嘴调节的无扰切换，解决变负荷过程中的均匀加 热和部分负荷经济性的矛盾。在单阀切顺序阀时由于调节级压力下降，调节级焓降增大，机 组负荷上升；多阀切单阀时，由于调节级压力上升，调节级焓降减小，机组负荷下降，其切 换过程中存在一定的负荷扰动，为此制定操作步骤及注意事项如下：1、单阀切多阀条件：138MW机组负荷90MW以上；机组负荷、主汽压力、温度稳定，高调门工作正常，不存在串动现象；热工阀位反馈信号正常；330MW机组启动过程中，当全周进汽（单阀控制）时间达30分钟且高压调门开度大于

33、60%, 自动由单阀控制切换为顺序阀控制。热态启动，当高压内缸上法兰中壁温度270C采用全 周进汽，满足上述条件自动切顺序阀控制；退出一次调频、AGC运行。2、单阀切多阀操作（330MW机组自动切，时间180秒）：退出协调控制（CCS摇控）；投入功率回路；点击“阀门方式”点击“多阀控制”切换时间计时：120秒后“多阀控制”窗口显示红色，切换完成。3、多阀切单阀操作：退出协调控制（CCS摇控）；投入功率回路；点击“阀门方式”点击“单阀控制”切换时间计时：120秒后“单阀控制”窗口显示红色，切换完成。4、注意事项：主汽压力越高，单多阀切换过程中负荷扰动越大。138MW机组机正常运行中的单多阀切换，

34、 应将负荷减至130MW，主蒸汽压力降至12.8MPa，要防止负荷扰动造成锅炉安全门动作引发 跳机事故。单多阀控制方式切换过程中，要注意监视机组负荷、轴承振动、轴瓦温度、推力瓦温度、高 调门开度等参数变化情况。阀门反馈装置松动导致死区过大或故障，负荷扰动大时，及时切回单阀控制。机组运行中任一高调门关闭或故障，立即切为单阀运行。配合热工人员处理。处理正常且经 校验合格后方可恢复顺序阀方式运行。机组在某一负荷点运行，高调门有串动现象时（即调门重叠度处），应通过改变调门开度、 适当加减负荷或改单阀运行方式等手段，以避开该负荷点，避免造成位移反馈装置杆振坏或 阀杆振断。单阀切多阀或多阀方式下运行，负荷

35、出现波动不能稳定时，立即切为单阀运行，若单阀方式 下负荷出现振荡，将DEH切至硬手操方式运行，及时联系热工人员到场处理。5、附各机组调门重叠度表：#4机GV1 开至 71.33,GV2 开 始开GV2 开至 71.33,GV3 开 始开GV3 开至 69.815,GV4 开 始开#5机GV1 开至 50.15,GV2 开 始开GV2 开至 50.15,GV3 开 始开GV3 开至 47.37,GV4 开 始开#7机GV1、GV2同时开至 57.56,GV3开始开GV3 开至 57.56,GV4 开 始开#8机GV1、GV2同时开至 35.74,GV3开始开GV3 开至 39.56,GV4 开

36、始开#9机GV1、GV2同时开至GV3 开至 39.56,GV4 开35.74,GV3开始开始开（四）、水冷泵定期切换、低油压校验以及停机前的润滑油泵试转注意事项规定：1、机组运行中，水冷泵切换操作：将备用泵手操器由“自动”切至“手动”位置，启动备 用水冷泵，检查各参数正常后，缓慢关闭停用泵出口门，观察运行泵一切正常后，将泵停下 并缓慢开启出口门，检查停用泵无倒转现象，做好启停记录。2、机组运行中，定期做低油压校验，油泵联动开关在“自动”位置，通过短接油压继电器 或压力开关泄油，油泵联动正常后，缓慢关闭油泵出口门，停止油泵。然后缓慢将油泵出口 门开启做备用，检查油泵无倒转现象。停机前油泵试转或

37、油泵检修结束后的试运行（检修泵 试转联动开关“手动”位置）操作要求同上。3、为防止运行人员操作不正确，泵无法及时启动，对水冷泵、润滑油泵启停或切换操作时， 除了按照上述停泵操作要求外，停用泵立即投入“自动”状态。4、使用软手操启停泵，鼠标指针置于操作窗口正中，操作时观察窗口应有弹跳现象。（五）、老厂机组二次滤网反清洗做规定：进入夏季，一方面凝汽器循环水进水温度升高，另一方面次氯酸钠装置投用效果不是很理想， 大量海蛎子在循环水母管内繁殖，当海水泵切换运行时，因循环水压力变化所带来的扰动将 导致部分海蛎脱离管壁进入二次滤网，加上二次滤网的清洗效果不佳，凝汽器循环冷却水量 显得不足，机组真空出现缓慢

38、下降现象，为确保机组安全经济运行，现对二次滤网反清洗做 如下规定：1、清洗前须取得值长同意，并联系检修人员到现场进行配合。2、机组负荷限制在100MW以下，以防清洗后凝汽器循环水进水门不能及时开启时真空快速 下降，低真空保护动作跳机或快速减负荷时锅炉汽包水位波动跳机。3、清洗前检查、确认排污泵处于正常状态。4、南北两侧二次滤网不可同时进行清洗，先洗冷却效果差的一侧，恢复正常后再洗另一侧。5、清洗前记录凝汽器两侧循环水进出水温度、阀门开度、真空、负荷，做好随时减负荷的 准备工作。清洗工作开始后加强联系沟通，注意凝汽器污水池水位。6、操作前班长必须在盘监护，点动关闭凝汽器循环水进出水门时，注意机组

39、真空变化情况， 真空下降较快时应恢复阀门至原状态，分析原因，班长根据情况启动一台备用海水泵运行， 过后报值长，再进行清洗。7、清洗结束后进行赶空气，检查进出水温升、阀门开度正常，机组真空上升并稳定后进行 另一侧清洗。8、清洗工作结束后的恢复过程中若凝汽器进出水门开启不了，而真空在下降时可启动一台 备用海水泵运行，或联系锅炉适当减负荷，同时尽快联系检修人员进行处理。9、滤网一侧清洗好后，必须将循污井内的污水排干净后再进行另一侧滤网清洗。10、#4、7机二次滤网底部放水管由100mm改为200mm管径后排水量增大，反清洗时应加强 污水池水位监视。11、若二次滤网底部放水门关闭不了，水位快速升高接近

40、淹没循环水管表面时，联系值长、 锅炉适当减负荷，关小或全关循环水进水门，加强排水，同时将凝泵池排水口堵掉，以防凝 泵被水淹。12、各班组应针对设备状况及系统运行方式，对二次滤网反清洗时可能出现的问题做好事故 预想。（六）、138MW机组部分主保护退出后的运行措施：1、振动保护退出运行措施：监盘人员精神要集中，对运行参数有异常变化时，要及时进行分析，做出准确判断处理，对 设备的巡回检查要仔细到位。对保护退出后个别瓦出现的反复报警要给予高度重视，并加强监视，不可因其反复报警而掉 以轻心。机组启动过程中，在中速暖机之前，瓦振超过30um或轴振超过125um，应立即打闸停机。机组启动过程中，通过临界转

41、速时，瓦振超过100um或轴振超过250um，应立即打闸停机， 严禁强行通过临界转速或降速暖机。机组运行中要求瓦振不超过30um或轴振不超过80um，超过时对相关参数进行分析、调整， 汇报主管领导；机组正常运行中瓦振最高不超过60um，否则适当减负荷至振动不再增大； 当瓦振变化15um或轴振变化50um，应查明原因并设法消除，机组突然发生强烈振动（如 瓦振突然增加50um或轴振大于250um）或发生能清楚听出来的金属声音时，应立即打闸停 机，破坏真空，紧急停机，注意惰走时间及倾听内部声音。机组出现振动增大时，应检查润滑油压、油温、轴瓦温度、主蒸汽参数、差胀、汽缸膨胀、 轴向位移、缸温、发电机冷

42、却水、发电机设备是否正常，如上述情况不存在，报主管领导决 定停机检查处理。机组启停或甩负荷时，注意监视差胀及缸温变化，正确投用汽加热装置。不在轴承振动测量探头处使用高频通讯设备，以减少电磁干扰引起的振动误报。2、高、低压差胀保护退出运行措施：机组运行中，注意监视主蒸汽温度变化，发现主汽温度下降时，联系锅炉人员及时进行调整。 当机组发生甩负荷短时间内不能恢复正常时，注意检查主汽温度、汽缸金属温度、差胀等的 变化，如不是系统引起的，应及时检查调门工作状态。当主蒸汽温度缓慢下降时，应保持相应压力下蒸汽过热度在150C以上，联系值长锅炉改滑 压运行。变工况时，主汽温度在10分钟内急剧下降50C（与锅炉

43、核对无误）立即按事故规程紧急停 机。注意监视、检查凝汽器、加热器、除氧器水位正常，加热器发生泄漏应退出运行。减负荷过程中，严格控制主蒸汽温降率在运行规程规定值内，当高压差胀负值变化大时，应 停止降温、减负荷，稳定运行一段时间，待高压差胀稳定有明显回升时，方可继续降温减负 荷。如汽温波动大或过热度较小时，应注意机组振动、轴向位移、轴瓦温度变化，必要时可 提前开启汽缸疏水门，如有水击声，立即打闸停机。在冬季，低压差胀过大时，可适当降低凝汽真空，对低压差胀会有所改善。机组运行中，差胀出现异常变化，立即检查主再热汽温度、负荷等参数变化，并报主管生产 领导。3、轴承回油温度高保护退出运行措施：机组运行中

44、，加强对润滑油温、油压的监视。发现轴承回油温度升高23C时，检查润滑油压、润滑冷油器、润滑油滤水器、主油箱排 烟风机工作是否正常。少数轴承回油温度升高时，应检查轴承油压油流、轴承油膜压力是否正常。轴封供汽压力过 高时应进行调整。任何轴承回油温度升高至65C时，应立即检查处理，并报班值长，如无法降低，应继续严 密监视，并适当降低负荷，以后每升高1C报告班长一次，达到75C打闸停机。任何一道轴承断油或冒烟，轴承回油温度急剧升高至75C以上时，应紧急停机（确定表计 正确）。加强油质监督，发现回油观察孔有水珠或油沫增多时，联系化学验油质，并要求检修及时处 理。润滑冷油器切换时，要做好事故预想，班长必须

45、到场监护，操作时要缓慢进行。（七）、防止轴加风机进水引起电机烧毁的运行措施：1、机组启动前对系统检查时打开轴加风机放水门，检查无水排出后关闭。2、抽真空送轴封汽后要检查调整好轴封加热器水位。3、机组启机过程中注意监视调整凝器真空，真空降得过低时将导致轴加疏水不畅，轴加风 机进水。4、停机转速下降过程注意调节轴封汽压力，真空到零停止轴封供汽，停止轴加风机运行。5、台风、暴雨天气时应加强对#4机轴加风机的检查，该轴加风管厂房外延伸部分较长且为 平口，雨水易倒流回轴加风机。6、运行中轴加风机跳闸后反复联动或手动强投后再次跳闸应迅速到就地进行检查是否风机 进水或机械故障所致，轴加水位是否正常。7、两台

46、轴加风机均无法运行时，为防止油中进水应及时调整轴封汽，将轴封回汽切至疏水 膨胀箱。8、每月轴加风机定期切换前，打开备用风机排水门无水排出后关闭方可启动运行。9、机组运行中按巡回检查制度要求对轴封加热器水位进行检查。10、凝汽器灌水查漏前，将轴加风机进口门关闭。（八）、#4机组振动大处理措施：1、机组并网带负荷后，严格控制加负荷速率，每次加负荷控制在2MW/min以内，观察机组 振动变化趋势，待机组振动稳定20分钟后方可进行加负荷操作。2、在机组加减负荷过程中，严格控制汽温、汽压变化，注意轴封汽压力调整，控制在0.025MPa 左右，尽量不低于0.02MPa。3、机组轴振在原始值上增大20um或

47、瓦振增大10um，启动一台顶轴油泵运行10-15分钟， 观察振动变化情况，如果振动没有下降趋势，停用顶轴油泵。4、机组轴振在原始值上增大20um或瓦振增大10um，凝汽器真空大于-95KPa时，稍开真空 破坏门，将真空降1-2KPa（不允许降幅过大使振动加剧），观察振动变化趋势，若振动仍然 增大没有趋缓时，可关闭真空破坏门。5、润滑油温在37-42C范围内稳定时，可不进行调整操作。6、机组加负荷过程中振动缓慢变化大于20um时，作减负荷处理，直至振动趋于稳定，振动 快速增大时，应快速减负荷，减少因振动跳机对电网冲击影响。当振动降至正常值并稳定后： #3轴承瓦振W50um，#1轴承Y向轴振W60

48、um，#2轴承X向轴振W85um，方可重新进行加负 荷操作。7、因振动增大减负荷时，应机侧和炉侧同时进行减负荷操作，降低主汽压力过程尽可能维 持主汽温度高于高中压内缸内壁金属温度，但不低于缸温20C。8、快速减负荷用调门进行，通过旁路配合，尽可能控制汽温稳定。9、加负荷后要特别注意监视#1轴承Y向、#2轴承X向轴振、#3轴承瓦振变化，当机组瓦 振大至50um，轴振大于100um （#5轴承轴振除外）减负荷无效时，立即报专业及主管生产 领导，并将负荷减至5MW左右。10、在振动原因未查明并消除之前，振动保护不允许退出，机跳炉、发电机主保护动作跳炉 保护暂不投，当#1-5轴承瓦振达到90um或轴振

49、250um立即打闸停机。11、改变机组定滑压运行方式的负荷点为110MW，在由定压改滑压运行时，应先滑降主汽压 力，再滑降负荷，#2高调门不宜在65%开度附近长时间运行，否则轴振将上来。12、由定压改滑压运行，引起轴振增大处理方法：负荷减至90MW左右，尽快将主汽压力降 下来，使#2高调门开度大于70%后（可适当降低凝汽器真空），振动将得到缓解并逐渐恢复 正常。13、用DPU03操作员站固定监视振动画面。14、机组振动大打闸停机或保护动作跳机后，汇报领导决定是否投入电动连续盘车或再次挂 闸冲转。（九）、#4、5机组凝泵变频运行注意事项：根据#4、5机组凝泵变频改造后运行中存在的问题特作如下要求

50、：1、机组启停过程中，尽可能将变频凝泵转速提高（1400r/min-1450r/min），以确保后缸喷 水、给泵密封水、低压旁路减温用水正常，打开凝结水再循环门调节凝结水压力，使凝结水 有一定流量，这样轴封加热器才能将轴封回汽凝结，否则轴端汽封将出现大量冒汽，造成油 中进水，同时影响凝汽器真空。2、凝结水泵投备用操作：（1）打开凝结水泵变频画面；（2）点击备用凝结水泵电源开关手操器“启动”窗口，检查状态窗口灯变红，说明电源正常;（3）将备用凝结水泵变频器手操器“自动”投入，完成凝泵备用操作。3、机组正常运行后，缓慢开大凝结水至除氧器水位调整门（暂不要全开，待试验后确定）， 同时降低变频凝泵转速

51、，控制凝结水压力，确保能将凝汽器热井水打上除氧器，除氧器水位 稳定后，投入凝泵变频自动，观察除氧器水位跟踪调节稳定，否则退出凝泵变频自动，手动 调节，报热工处理。4、当机组跳闸主汽门关闭（或OPC动作），凝结水至除氧器调整门自动关至15%开度，作用 持续时间20秒，其目的是确保低旁减温水、后缸喷水、给泵密封水正常，防止低旁闭锁、 给泵密封水中断和低压缸防暴门动作，之后运行人员要及时调整凝结水再循环门，以防凝泵 汽化或凝结水压力过高损坏设备。（十）、#8、9机组抽汽逆止门定期保护试验操作注意事项：1、机组运行稳定，各参数正常且经值长批准后执行。2、试验前有专人就地监视抽汽逆止门阀杆动作情况。3、

52、点击抽汽逆止门“关闭”窗口，抽汽逆止门全关后阀门状态显“绿色”。4、点击抽汽逆止门“全开”窗口，抽汽逆止门在汽压作用下开启。5、五抽逆止门试验时，先解除“五抽至除氧器联锁”，分别进行第一、二道抽汽逆止门试验， 试验结束后投入“五抽至除氧器联锁”。6、试验过程中，抽汽逆止门不动作或动作后不能恢复时，及时联系检修人员处理。7、若抽汽逆止门动作关闭后不能打开，由于压差减小造成加热器水位升高时，开启到危急 疏扩或事故疏扩疏水，关到下一级加热器疏水调整门，直至检修处理好后恢复正常疏水方式。8、抽汽逆止门试验关闭后，短时间内不能打开，将逆止门前疏水开启。（十一）、#8、9机组运行中辅汽联箱投退措施：I、辅

53、汽联箱的退出：1、将轴封供汽调整门、轴封汽至一段抽汽调整门改为手动调整。2、适当调小辅汽联箱汽压，以防超压安全门动作。3、逐渐关小轴封供汽调整门，直至全关，注意轴封汽压力变化，控制轴封汽压力在15-30KPa， 低压缸汽封压力3-15 KPa。4、检修需要长时间退出辅汽联箱时，应关轴封供汽电动隔离门（或气控门）稍开电动门隔 离后至低压疏扩疏水门。5、关老厂至#8机辅汽联箱手动隔离门或#8机至#9机辅汽联箱手动隔离门，并将隔离门前 疏水门适当打开疏水暖管，确保辅汽联箱随时可入系。6、辅汽联箱退出后，向大气疏水门应适当开启，疏尽箱内积水，避免投入时疏水时间过长 或疏水不彻底产生振动，造成设备损坏。

54、7、60%负荷轴封汽应能满足自密封要求，否则检查轴封汽至一段抽汽调整门是否开过大或 误开，检查轴封汽母管向大气疏水门应关状态。II、辅汽联箱的投入：1、检查辅汽联箱向大气疏水门开。2、检查轴封汽母管电动隔离门后至低压疏扩疏水门适当开启。3、缓慢开启再热器冷段来汽门进行暖箱，至温度200C以上，注意检查疏水口无水排出， 严禁轴封汽带水。4、检查轴封供汽调整门、轴封汽至一段抽汽调整门处于手动状态。5、开启辅汽联箱至轴封汽母管电动门隔离门（或气控门）。6、缓慢开启轴封供汽调整门，调整轴封压力至正常值。7、轴封汽压力稳定后，轴封供汽调整门、轴封汽至一段抽汽调整门投入自动，检查轴封汽 压力正常。8、关闭

55、轴封汽电动隔离门后至低压疏扩疏水门，关闭辅汽联箱向大气疏水门，调整辅汽联 箱压力。9、适当开启老厂至#8机辅汽联箱手动隔离门或#8机至#9机辅汽联箱手动隔离门，关隔离 门前疏水门。（十二）、防止#8、9机组低负荷发生振动的运行措施：机组正常运行情况下，轴封汽压力控制在15-30KPa，高压轴封汽温度不低于250C，低压轴 封汽压力3-15 KPa，低压轴封汽温度不大于200C，正常值150C左右。机组实际运行过程 的经验表明，负荷在200MW以上时，轴封汽自密封可满足机组安全运行，轴封汽压力调整门 投自动方式下将处于全关状态，由于轴封汽不再取自辅汽联箱，轴封汽调整门前至辅汽联箱 段汽温将有所降

56、低，若辅汽联箱及辅汽供轴封汽管道疏水不畅将使汽温进一步下降，轴封汽 过热度远不能达到厂家要求的12C，导致轴封汽带水。当机组负荷减至180MW以下时，中 压缸轴封汽自密封已不再满足要求，轴封汽压力降低，轴封汽调整门自动开启，低温轴封汽 进入中压缸轴封后导致中压缸轴封套急速冷却变形，造成动静部件碰磨而产生振动：1、机组较高负荷运行时应注意检查辅汽联箱压力不低于0.9MPa，温度不低于190C，低于 时检查自动疏水器是否疏水正常，否则开启自动疏水器旁路门或排大气疏水门进行疏水。2、机组较高负荷运行时应检查辅汽联箱至轴封汽调整门前管道疏水是否正常，自动疏水器 应有一定的热度，否则适当开启自动疏水器旁

57、路门进行疏水。3、机组正常减负荷至200MW时，稍开轴封汽调整门，使门后温度不低于150C，也可适当 开启轴封汽母管至大气疏水门，疏水后回关再开轴封汽调整门。4、辅汽供轴封汽电动门前加装至凝汽器疏水管，负荷低至180MW以下时，可适当开启疏水 （二道门开，一道门调节）。5、检查老厂至#8机辅汽联箱沿途蒸汽管道疏水门微开，以防积水。（十三）、#8/9机组给泵保护定值改动后运行措施：#8/9机组给泵轴承温度高、给泵电机轴承温度高、给泵推力轴承温度高、给泵耦合器轴承 温度高、密封循环液回水温度高保护跳泵条件取消，均改为报警，上述保护定值改动后将增 大设备损坏的可能性，为此制定措施如下：1、加强监视给

58、泵运行中各参数的变化，如有异常及时分析处理，特别是给泵启动、加负荷 过程中的监视。2、给泵轴承温度升高，应检查油温、油压是否正常，润滑冷油器、工作冷油器冷却水压力， 阀门状态，检查各轴承振动情况。推力轴承温度升高时检查平衡管压力在主给泵进口压力 1.1-1.3倍范围内，过大则推力盘可能已磨损。3、注意检查油位变化，无加油或滤油情况下油位明显变化要认真检查系统有无泄漏或油中 进水，并对油质进行化验。4、轴承温度达到85C（耦合器轴承、电机轴承90C）,有备用泵的切换备用泵运行，无备 用泵时加强监视运行并报上级主管领导，如继续升高应做减负荷停泵处理。5、给泵轴承温度急剧升高至90C（耦合器轴承、电

59、机轴承95C），立即停泵。6、给泵密封循环液回水温度95C，有备用泵的切换备用泵运行，无备用泵时加强监视运行 并报上级主管领导，如继续升高应做减负荷停泵处理。（十四）、#8、9机组低负荷时单台给泵运行技术措施：1、确认运行泵工作正常后，方可停运另一台给泵，给泵启/停时，机组长或值长到位监护。2、非顺控停用给泵时，注意检查主给泵无倒转现象，否则应关闭出口门，转子静止后将出 口门打开做备用，若出口门打开后泵再次出现倒转时，联系检修处理，不允许再启动该泵运 行。3、给泵停用过程中，注意再循环门保护动作正常，泵停运后检查启动条件满足，将联锁及 各保护功能投入（重点检查备用二台给泵“抢水连锁”功能投入）

60、，暖泵门开启，监盘人员 每小时检查一次备用泵“启允许条件”满足。4、尽可能避免给泵在2/3转速（3500转/分钟左右）处长时间运行，此时偶合器发热量最 大，工作油回油温度过高易使易熔塞熔化泄油，轻者造成工作油、润滑油温高，重者给泵不 能正常运行。5、如启动A泵或B泵运行，应尽量将待启动泵所在母线电压调整至6.3kV以上，启动时注 意监视空预器、EH油泵、定子水冷泵及给煤机运行情况，防止上述辅机低电压跳闸。6、2008年11月3日#8/9机组给泵RB逻辑修改为：（1）单泵运行时，如负荷N180MW时（原为N170MW），产生RB，切磨投油，目标负荷160MW；（2）二台给泵运行时，停运一台给泵后

61、，RB自动复位负荷为W170MW （原为W160MW）。7、每倒班每台机组至少进行一次单泵运行时给泵跳闸的事故预想。8、附#8/9机组给泵互为联锁逻辑：（1）单泵运行时：a. 给水泵A运行中跳闸，联启给水泵B，若联启B不成功则联启C;b. 给水泵B运行中跳闸，联启给水泵A，若联启A不成功则联启Cc. 给水泵C运行中跳闸，联启给水泵A，若联启A不成功则联启B（2）双泵运行时：a. 给水泵A、B运行，A跳联启Cb. 给水泵A、B运行，B跳联启Cc. 给水泵A、C运行，C跳联启Bd. 给水泵A、C运行，A跳联启Be. 给水泵B、C运行，C跳联启Af. 给水泵B、C运行，B跳联启A（十五）、330MW

62、机组性能试验运行注意事项1、试验在机组稳定运行，无异常情况下进行，试验过程中设备出现异常，危及机组安全运 行时，终止试验，恢复设备至正常状态，查明原因，并报主管领导同意后方可继续进行。2、低负荷试验，轴封供汽来自再热冷段，试验前检查辅汽联箱汽压、温度正常。3、根据性能试验方案，辅汽联箱汽源由本机再热冷段供给，老厂玺8机辅汽联箱联络门前 疏水门或#8/9机辅汽联箱联络门疏水门，保持暖管状态，随时可翩8机或#9机辅汽联箱供 汽。4、试验要求切断辅汽联箱至除氧器供汽，在关小调整门过程中，注意辅汽联箱压力变化， 及时调整辅汽联箱压力，无效时停止操作，防止辅汽联箱安全门动作。5、备用给泵再循环门保持开状态，以满足备用泵启动条件。6、所有加热器危急放水门不允许用钩子加力校紧。7、由于#7高加至#6高加疏水调整门存在缺陷，290MW及以上负荷时，不允许关高加危急疏 水手动隔离门，否则将因疏水不及导致高加水位高三值保护动作，#6高加危急疏水电动门 检查没有内漏，不必关手动隔离门，若需要关手动隔离门时，必须加强高加水位