汽机专业预控安全措施.docx

1、汽机专业预控安全措施运行操作危险点分析与预控措施 编号：操作任务：循环水系统的操作顺序危险点预防控制措施1倒转启泵1）循环水母管充满水时，循泵应采用闭阀启动。2）循环水泵启动前若检查发现循泵倒转，应先设法刹车，而后方可启泵。2循环水泵电动机电流超标1）循环水母管无压时，不允许全开出口蝶阀启动循环水泵，只有待循环水泵电动机电流返回，母管起压后方可将出口蝶阀全开。2）严禁循环水泵在倒转或真空状态下启动。3循环水管排气不当或不充分1）启动循环水泵前应先检查循环水泵出口蝶阀、凝汽器循环水入（出）口电动门动作灵活、开关正确。2）循环水泵采用注水模式启动后，开启凝汽器左、右水室排气门排气，见水后关闭。3）

2、排气完毕，合理调整凝汽器左、右侧循环水出水门开度，保证凝汽器铜管内循环水流速正常。4）定期检查循环水管道自动排气阀动作正常。4循环水母管破裂1）启动循环水泵时，严格进水排气。2）启停循环水泵时，出口蝶阀必须动作灵活、开启时间符合规定，防止因蝶阀开启时间过短或未及时关闭引起循环水母管压力波动而发生水锤现象。3）确保凝汽器循环水进水门全开、出水门有一定的开度。4）控制循环水泵出口压力在允许的范围内，避免循环水母管憋压。5）室外如有裸露部分，应注意防冻。5出口蝶阀不能联动关闭1）加强检查，保证蝶阀油站个液压机构动作正常。2）若出口蝶阀不能联动关闭，则应手动泄压，关闭出口蝶阀。6过早停运1）停机后循环

3、水系统仍应能继续保持运行，运行时间符合厂家规定，且确认低压缸排汽温度已降至40。2）确认凝汽器已无其他汽源。7未及时倒换凝汽器外其他用户水源，导致用户断水1）循环水系统的停运必须在值长的统一调度下进行。2）确认化学水源、锅炉冲洗水等其他用户已无必要或已倒换水源。安全交底上述危险点预控措施已由监护人 同志交底。接受危险点分析与预控措施交底人（签字）：平海发电厂有限公司运行操作危险点分析与预控措施 编号：操作任务：工业水系统的操作顺序危险点预防控制措施1泵内积有空气使开始水泵失压，用户超温或备用泵不能正常备用1）启泵前泵体应充分排气，见水后再启泵。2）定期检查入口滤网差压，差压大时进行清洗。3）工

4、业水箱水位大于1.5m。2轴承振动，超温启动前检查轴承油脂正常，冷却水投入，启动后测量轴承振动合格，温升正常。3电机绝缘严格按照规程规定摇测绝缘，启动前检电机绝缘合格。4人身伤害设备启动时注意自身防护，防止转动部件飞出伤人。5带用户停运，用户断水1）工业水系统的停运，必须得到值长的许可。2）确认各用户已无需要。安全交底上述危险点预控措施已由监护人 同志交底。接受危险点分析与预控措施交底人（签字）：平海发电厂有限公司运行操作危险点分析与预控措施 编号：操作任务：润滑油系统的操作顺序危险点预防控制措施1油质异常1）系统投运前，油箱应先清理、排污并联系化学化验油质是否合格，在油质及清洁度超标的情况下

5、严禁机组启动。2）油净化装置应随系统一并投运并连续运行。3）大修时须待油循环化验油质合格后方可正式投运润滑油系统。2阀门开关状态不对投运前确认系统各阀门已按阀门操作卡置于系统投运前状态。3油箱上有敞开的接口全面检查，发现油箱上有敞开的接口及时封闭。4油箱底部积水或积有杂质未及时排除系统投运前，对油箱进行排污。5油管泄漏系统投运后仔细检查系统阀门、法兰、管道接口等处应不渗油、漏油，主油箱油位随着油温的提高应有轻微的上升而不应下降。6盘车装置过早停运1）汽轮机润滑油系统必须待汽轮机组完全冷却且盘车停运8h后方可停运。2）在汽轮机转子平均温度100时，如因工作需要必须停运润滑油系统，运行人员应严密监

6、视各轴瓦金属温度，并严格按厂家规定控制润滑油系统停运时间。7滤网切换操作不当1）严格执行操作票制度。2）切换应在对备用滤网进行注油充分排气后进行。3）切换时加强对润滑油压的监视。4）整个操作过程必须动作缓慢，并在指定人员的监护下进行。5）切换完毕检查原备用滤网运行正常。8润滑油温偏低盘车投运时润滑油温必须大于规程规定的极限值，否则应提前投入电加热。9盘车装置啮合不到位1）盘车投运后，应检查并确认盘车装置啮合到位，就地无撞击声。2）发现盘车装置啮合不到位时，应投运盘车，联系检修人员进行处理。10偏心度大1）开停机时，按制造厂规定正确投退盘车。停机后防止汽缸进水，保证上下缸温差正常。2）盘车投运后

7、立即进行偏心测量，确认偏心值是否正常，仔细倾听缸内、轴封处有无金属摩擦声。3）建立转子原始偏心及盘车电流台账，并熟悉正常情况下盘车电流摆动值及相应油温和顶轴油压。11强行盘车盘车盘不动时，应先查明原因，不宜使用行车强行盘车。12冷油器切换操作不当1）严格执行操作票制度。2）切换前确认备用冷油器油质合格，压力温度表计指示正确。3）切换应在对备用冷油器进行注油充分排气后进行。4）切换时加强对润滑油温、油压的监视。5）整个操作过程必须动作缓慢，并在指定人员的监护下进行。6）切换完毕检查原备用冷油器运行正常，冷油器无泄漏。13顶轴油泵入（出）口门未开或入口油压低1）运行人员必须掌握容积泵的特征，全开入

8、口门后再启动顶轴油泵。2）顶轴油泵启动前确认润滑油系统正常。3）定期试验并确定顶轴油泵入口油压保护动作正常。14顶轴油压不正常顶轴油泵启动后，应检查并确认顶轴油压在规程规定的范围内，否则联系检修人员进行调整。15主机轴瓦磨损润滑油系统停运前确认主机转速转速到零或盘车装置停运。16误停设备严格执行监护制度，核对设备名称、编号正确。安全交底上述危险点预控措施已由监护人 同志交底。接受危险点分析与预控措施交底人（签字）：平海发电厂有限公司运行操作危险点分析与预控措施 编号：操作任务：密封油系统的操作顺序危险点预防控制措施1系统跑油或轴瓦进异物1）投运前确认系统已无检修工作，工作票已全部收回，油系统杂

9、物已清理干净，轴瓦及油管道已装复正常。2）系统投运后仔细检查系统阀门、法兰、管道接口等处应不渗油、漏油，主油箱油位随着油温的提高应有轻微的上升而不应下降。2备用油泵出口逆止门关闭不严1）检查本次油泵启动后的润滑油压与历次润滑油压接近或一致，发现润滑油压偏低时应认真查找原因。2）交流油泵运行时，直流油泵（备用交流油泵）出口压力表应指示为零，否则需联系检修处理其出口逆止门后方可启机。3氢气泄漏发电机排氢结束后再停运密封油泵。4密封瓦磨损主机盘车停运后再停密封油。5滤网切换可能造成密封油系统失压或进空气或油温大幅度波动，最终导致轴瓦损坏、漏氢1）严格执行操作票制度。2）切换前确认备用滤网油质合格，压

10、力温度表计指示正确。3）切换应在对备用滤网进行注油充分排气后进行。4）切换时加强对油压的监视。5）整个操作过程必须动作缓慢，并在指定人员的监护下进行。6冷油器泄漏1）避免系统憋压。2）冷油器投运时，应充分排气，防止管道振动。3）按照规定对冷油器进行检查。4）发现油箱油位下降而无明显外漏，应考虑冷油器泄漏的可能，一经证实，应及时倒换。安全交底上述危险点预控措施已由监护人 同志交底。接受危险点分析与预控措施交底人（签字）：平海发电厂有限公司运行操作危险点分析与预控措施 编号：操作任务：氢气系统的操作顺序危险点预防控制措施1置换后的氢气纯度不够，或取样点没有代表性氢气置换二氧化碳工作必须经化验氢气纯

11、度合格后方可停止，同时也应注意取样与化验工作的正确性，防止误判。2气体置换操作不当1）气体置换应按规程进行，氢气一律排入大气，禁止开启氢气系统机房内排地沟门。2）氢气系统的操作必组使用专用防爆工具。3）排氢和补氢应均匀、缓慢，禁止剧烈排送，防止氢气因摩擦而自燃。4）氢气置换期间，氢区严禁明火作业或进行能产生火花的工作。3氢侧密封油箱满油1）限制发电机最低氢压并避免低氢压长时间运行。2）密切监视密封油箱油位。3）检查氢侧密封油箱自动补、排油阀动作正常。4）氢压很低时，氢侧密封油箱油位如出现较快上涨，可适当关小空气侧密封油泵进油阀。4充CO2速度过快充二氧化碳应缓慢进行，以免低温二氧化碳造成发电机

12、骤冷而结露。5氢气在线检测仪未退出置换时从氢气系统中隔离氢气在线监侧仪并断开其电源。6置换后的CO2纯度不够，或取样点没有代表性充氢（空气）工作必须经化验二氧化碳纯度合格后方可进行，同时也应注意取样与化验工作的正确性，防止误判。7氢气纯度超标1）加强氢气纯度的在线检测，但需注意取样与化学的正确性，防止误判。发现氢气纯度低于96%而大于90%，应进行排污，同时补充新鲜氢气到发电机，当氢气纯度低于90%时，应停止机组运行。2）保证密封油系统运行正常，差压阀平衡阀动作灵活可靠，能控制油氢差压和空气氢气侧油差压在规定范围内，当平衡阀失灵需手动控制油压运行时，要避免氢气空气侧油差压太大，并及时补氢，以便

13、尽量维持发电机内氢压稳定。3）氢油分离器排烟风机和汽机主油箱排烟风机应连续运行，并保证油箱有一定负压。4）发电机为氢气运行时，压缩空气管道必须加堵板可靠隔离。8氢气湿度超标1）严格执行有关标准氢冷发电机氢气湿度的技术要求（DL/T651-1998）的规定。发电机内的氢气湿度应在-250的露点温度。当发电机停机备用时，若发电机内温度低于10，则氢气湿度不得高于露点温度-5。2）加强氢气湿度的在线检测，发现氢气湿度低于规定值时应进行排污。同时补充新鲜氢气到发电机内。3）保证发电机氢压高子氢冷器冷却水压和内冷水压以免向发电机内漏水。4）防止向发电机漏油，控翻密封油中含水量在50mg/dm2以下。5）

14、投入氢气干燥装置正常运行并加强维护、放水，并保证停机时氢气干燥器能正常工作，建议选购带有自循环风机的氢气干燥器。9排氢操作不当1）氢气一律排入大气，禁止开启氢气系统机房内排地沟门。2）氢气系统的操作必组使用专用防爆工具。3）排氢应均匀、缓慢，禁止剧烈排送，防止氢气因摩擦而自燃。4）排污期间，氢区严禁明火作业或进行能产生火花的工作。10氢气系统泄露1）监视发电机内氢压及其下降速率，发现氢压低于规程规定值时，及时补氢。2）密封瓦间隙调整合格，密封神系统运行正常，差压阀、平衡阀动作灵活、可靠，能控制油、氢压差和空气、氢气侧油压差在规定范围内。严密监视密封油箱油位，避免因油箱油位低而导致密封油压下降，

15、进而造成密封瓦漏氢。3）检查氢油分离器排烟风机及主油箱排烟风机运行正常。4）保证氢压高于内冷水压。5）建立“发电机氢气运行日志”，并每月实测漏氢量一次。测氢时间以24h为宜，最短不少于12H，氢压测量应采用精密压力表。6）按时检测氢冷发电机油系统、主抽箱内、封闭母线外套内的氢气含量，超过1%时，应停机查漏，消除缺陷。 当内冷水箱内含氢量达到3%时报警，在120%内缺陷未能消除或含氢量升至20%时应停机处理。7）发电机空气、氢气侧密封油泵应定期轮换、试验。8）发现氢压下降较快时，应进行氢气系统查漏并消除。机组大修后、发电机密封瓦解体检修后的氢气置换，须经发电机整体气密性试验合格后方可进行。11补

16、氢操作不当1）氢气系统的操作必组使用专用防爆工具。2）补氢应均匀、缓慢，禁止剧烈排送，防止氢气因摩擦而自燃。安全交底上述危险点预控措施已由监护人 同志交底。接受危险点分析与预控措施交底人（签字）：平海发电厂有限公司运行操作危险点分析与预控措施 编号：操作任务：定子冷却水系统的操作顺序危险点预防控制措施1系统超压系统投运前循环通道建立。2电机绝缘严格按照规程规定摇测绝缘，启动前检电机绝缘合格。3轴承振动，超温启动前检查轴承油脂正常，启动后测量轴承振动合格，温升正常。4管道振动，泵气蚀启动前对冷却器、滤网注水排气.5发电机进水发电机内氢压达到一定值后启动定冷水泵。发电机未充氢时，启动后及时检查发电

17、机是否有水.6人身伤害设备启动时注意自身防护，防止转动部件飞出伤人7定冷水中断确认发电机解列或备用定冷水泵已运行。核对设备名称、编号正确。8出口逆止门不严，水泵倒转，水压降低。缓慢关闭出口门，接近全关（开度剩2-3圈）后再停泵。 9滤网切换操作不当1）严格执行操作票制度。2）切换应在对备用滤网进行注水充分排气后进行。3）切换时加强对定冷水压力、流量的监视。4）整个操作过程必须动作缓慢，并在指定人员的监护下进行。5）切换完毕检查原备用滤网运行正常。10冷却器切换操作不当1）严格执行操作票制度。2）切换前确认备用冷却器水质合格，压力温度表计指示正确。3）切换应在对备用冷却器进行注水充分排气后进行。

18、4）切换时加强对定冷水流量、压力的监视。5）整个操作过程必须动作缓慢，并在指定人员的监护下进行。6）切换完毕检查原备用冷却器运行正常，冷却器无泄漏。安全交底上述危险点预控措施已由监护人 同志交底。接受危险点分析与预控措施交底人（签字）：平海发电厂有限公司运行操作危险点分析与预控措施 编号：操作任务：EH油系统的操作顺序危险点预防控制措施1人员接触抗燃油操作时必须戴手套。2系统超压，阀门操作不到位严格执行并认真审查阀门检查卡。3油质异常1）防止冷却水漏入EH油中。2）定期进行EH油的常规化验和全分析化验，建立油质监督档案。4人身伤害设备启动时注意自身防护，防止转动部件飞出伤人。5过早停运按厂家规

19、定时间停运EH油系统，不允许停机后即停EH油系统。6误停设备严格执行监护制度，核对设备名称、编号正确。安全交底上述危险点预控措施已由监护人 同志交底。接受危险点分析与预控措施交底人（签字）：平海发电厂有限公司运行操作危险点分析与预控措施 编号：操作任务：辅助蒸汽系统的操作顺序危险点预防控制措施1暖管、疏水不充分引起蒸汽管道振动，热冲击1）当用较高压力蒸汽向辅助蒸汽联箱供汽时，应先微开进汽门，用较低压力蒸汽充分暖管、疏水。2）当用启动炉向辅助蒸汽联箱供汽时，在启动炉起压初期应全开辅助蒸汽联箱供汽门，让辅助蒸汽联箱与启动炉一并升温、升压、暖管、疏水。3）避免辅助蒸汽联箱进汽压、温度骤变。2误操作阀

20、门汽轮机汽缸进汽，排汽温度升高1）汽轮机停运状态，辅助蒸汽联箱与汽轮机相联蒸汽管道应可靠隔离。2）凝汽器抽真空前，辅助蒸汽联箱疏水应排地沟。3）加强汽轮机排汽温度的监视3超压引起应力疲劳或导致辅助蒸汽联箱及附件爆破伤人1）确保辅助蒸汽联箱各附件（压力表、温度表、安全门等）工作正常，显示准确。2）严密监视辅助蒸汽联箱压力，当辅助蒸汽联箱用户用汽量发生较大变化时，更应加强辅助蒸汽联箱压力的监视。3）若为启动炉供汽，应联系锅炉运行人员尽量稳定蒸汽参数。若为高压汽源供汽，应经常检查压力自动调节装置或减压装置动作正常。4）运行人员应掌握辅助蒸汽联箱安全门动作数值。5）按规定定期进行安全门动作试验和排汽试

21、验。6）参照防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中“防止压力容器爆炸事故”部分中相关条款进行控制。4系统隔绝不当，冷汽进入汽缸严格执行操作票，加强定期对画面监视，及时分析参数异常。5误停设备检查用户（包括邻机用汽）已全部停运。6真空破坏检查辅汽联箱关闭疏水至地沟门，再开启疏水至扩容器阀门。安全交底上述危险点预控措施已由监护人 同志交底。接受危险点分析与预控措施交底人（签字）：平海发电厂有限公司运行操作危险点分析与预控措施 编号：操作任务：凝结水系统的操作顺序危险点预防控制措施1凝结水泵失压1）凝结水泵启动前（管道无水），凝汽器应保持较高水位。2）可靠投入凝汽器水位自动，检查水位测点准确，避免

22、凝汽器水位过低。3）凝结水泵入口滤网压差增大应及时清洗。4）经常检查除氧器水位自动调节装置调节品质良好，以免凝结水流量波动过大造成凝结水泵失压，必要时应切为手动控制。5）防止凝结水泵再循环门误开。6）检查备用凝结水泵出口逆止门应关闭严密。7）检查凝结水泵密封冷却水正常。凝结水泵密封环磨损过多应及时更换。8）凝结水泵抽空气阀应保持常开，防止从凝结水泵入口吸入空气。2凝结水泵憋压1）正确使用凝结水泵再循环。2）加强除氧器水位监视，避免因除氧器水位高使除氧器上水调整门全关而导致凝结水泵憋压。3凝结水泵轴承温度高1）加强设备巡视并定期测温。2）检查凝结水泵轴承密封冷却水畅通、充足。3）发现轴承箱内油位

23、过高或油质污脏应降低油位或更换新油。4）凝结水泵振动增大应倒换为备用泵运行并联系消缺。4凝结水管道振动，发生“水锤”现象1）启动时注意管道排空。2）检查除氧器上水调节阀调节品质良好，适当控制凝结水系统阀门开关速度。3）除氧器上水应力求平稳、均匀。4）确保再循环管道畅通。5凝汽器水位高1）凝汽器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。2）可靠投入凝汽器水位自动。3）加强凝汽器水位监视，并经常核对凝汽器就地水位与DCS中水位一致。4）按操作规程进行凝结水系统的操作，防止凝结水系统阀门误开（关）。5）启机前试验凝汽器水位保护动作正确，声光报警正常。6）加强凝结水水质及补水量的监督

24、统计工作，确认凝汽器铜管大量泄漏后，及时采取相应措施进行处理。6凝汽器水位低1）凝汽器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。2）可靠投入凝汽器水位自动。3）加强凝汽器水位监视，并经常核对凝汽器就地水位与DCS中水位一致。4）启机前试验凝汽器水位保护动作正确，报警正常。5）按操作规程进行凝结水系统的操作，防止凝结水系统阀门误开（关）。7带负荷停运1）低压缸排汽温度降至47时方可停运凝结水系统。2）凝结水系统的停运必须确认用户已无必要并征得值长同意后方可进行。安全交底上述危险点预控措施已由监护人 同志交底。接受危险点分析与预控措施交底人（签字）：平海发电厂有限公司运行操作危险

25、点分析与预控措施 编号：操作任务：给水系统的操作顺序危险点预防控制措施1检修工作未终结投运前确认系统已无检修工作，工作票已全部收回，油系统杂物已清理干净，轴瓦及油管道已装复正常。2油质异常1）系统投运前，油箱应先清理、排污并联系化学化验油质是否合格，在油质及清洁度超标的情况下严禁机组启动。2）油净化装置应随系统一并投运并连续运行。3）大修时须待油循环化验油质合格后方可正式投运油系统。3阀门开关状态不对投运前确认系统各阀门已按阀门操作卡置于系统投运前状态。4油箱上有敞开的接口全面检查，发现油箱上有敞开的接口及时封闭。5油箱底部积水或积有杂质未及时排除系统投运前，对油箱进行排污。6油管泄漏系统投运

26、后仔细检查系统阀门、法兰、管道接口等处应不渗油、漏油，主油箱油位随着油温的提高应有轻微的上升而不应下降。7过早停运油系统必须待盘车停运一天后方可停运。8油箱排烟风机未停油系统停运后，及时停运油箱排烟风机。9静止时向轴封供汽1）给水泵汽轮机送轴封前，必须投入连续盘车。2）若给水泵汽轮机连续盘车不能投入，则应将给水泵汽轮机轴封系统、真空系统与全机轴封系统、真空系续严密隔离。待给水泵汽轮机具备冲洗转条件后，对给水泵汽轮机送轴封、抽真空。3）若转子静止时必须向轴封供汽，则应定期手动盘车。10抽真空操作不当1）给水泵汽轮机抽真空前，应检查给水泵汽轮机轴封正常投入。2）开启给水泵汽轮机排汽蝶阀前，应检查大气释放阀完好。3）如给水泵汽轮机未与主机一起抽真空，应先用排汽蝶阀旁路门抽真空至与主机真空值接近或一致后，方可开启给水泵汽轮机排汽蝶阀。11小机冲转蒸汽压力、温度低提高蒸汽压力、温度，保证蒸汽过热度符合厂家规定。12小机盘车不能及时投运