机组分部试运及整套启动调试危险点分析与控制措施

湖南创元电厂工程＃1机组分部试运及整套

启动调试危险点分析与

控制措施

批准：王迪光 审核：胡迪安孙玉军 编写：黄汉武

二零零七年九月

湖南创元电厂1#机分部试运及整套启动试验危险点/源分析与控制措施

序号 作业活动 危险点/危险源 危害后果 控制措施 1 1.1 分部调式及机组整套启动、试运 锅炉调试 备注 1.1.1 锅炉辅机 分系统试 运 断油 断水 异常 设备事故 1、检查油箱油位； 2、检查并及时清理滤网； 3、进行风机轴温、电机轴温保护试验且动作正确； 4、进行低油压联锁保护试验且动作正确； 5、加强现场巡视、防患于未然。 设备事故 1、检查冷却水； 2、进行风机轴温、电机轴温、电机线圈温度保护试验且动作正确； 3、进行低油压联锁保护试验，且动作正确； 4、加强现场巡视，防患于未然。 1、人身1、试运前，应检查确实无人或工具留在辅机及系统内部后，方可关伤害 闭相应的孔、门； 2、设备2、各辅机转动部分的防护装置应安装牢固； 损坏 3、必须在安装人员到场的情况下才能进行辅机试运； 4、启动时，相关人员要站在转动机械的轴向位置处，以防止转动部分飞出伤人； 5、运行异常现象，或经测量振动超标时，应立即停止运行，待查明原因并处理后才可再次投运； 6、进行锅炉本体保护试验，且动作正常。 辅机包括引风、送风、一次风、磨煤机、排粉机等

序号 作业活动 危险点/危险危害后果 控制措施 源 备注 1.1.2 冷态试验 高空坠落 1.1.3 工作压力带压工作 下的水压试验 1.1.4 锅炉点火漏油 冲管 人身伤害 1、风烟系统的管道已连接完毕，内部异物已清除，炉膛内无其它作业； 2、炉膛内照明充足； 3、应搭设设合格的脚手架和平台； 4、高空作业应系安全带； 5、穿戴应符合要求（眼镜应绑牢），有防风、防灰措施。 人身伤害 1、停止锅炉本体内外的所有检修工作，炉内不应有人； 2、进水中，应及时关闭相关空气门，以免热水烫伤人； 3、禁止带压运行下进行捻缝、焊接、紧螺丝等工作； 4、泄压点或放水处无人； 5、加强现场巡视、防患于未然。 1、 油泄漏试验成功后才能点火； 火灾 2、 现场有关消防设施完善后才能点火； 3、 进行油枪清理，提高雾化效果； 4、 防止燃油进入蒸汽雾化及吹扫系统 膨胀受阻 5、 加强现场巡视、防患于未然。 设备事故 1、 在锅炉点火升温、升压过程中，应加强检查，及时消除妨碍受阻的地方；2、 在锅炉点火升温、升压过程中，应加强检查，应按规定记录膨胀指标，分析有关有关数据，及时消缺 发生水冲击 设备事故 1、 冲管前，必须进行充分的暖管和疏水，只有确认主蒸汽温度具有一定过热 度且系统管道无积水后，才能进行冲管； 2、 冲管时，要严密注意汽包的变化，执意假水位，防止满水或缺水； 排气口位置设备事故冲管的排气口不能对准任何有可能危及人身或设备的地方，且冲管时排气口 不当 人身伤害 应有专人监视。 序号 作业活动 危险点/危险源 危害后果 控制措施 备注 1.1.4 锅炉点火高压缸排气逆止设备事故 1、 为防止蒸汽漏入汽轮机，将逆止门的阀芯压紧，门后疏水门处于敞开位置； 门漏气 2、 将汽缸壁温测点投入，以便监视； 冲管 3、汽机盘车装置投入， 临时管道设计安管道爆破 1、 临时管道设计安装应等同于正式管道，应经强度计算合格，且能自由膨胀； 装不合理 人身伤害 2、 在垂直管段上装设固定支架；在水平管道上装设稳定滑动支架； 3、 临时管道支架地装设只允许管道沿气流方向膨胀； 4、 临时支架应同永久管道上的支架设计标准一样； 5、 对临冲门提出技术要求，且临冲门的开闭应在远方控制。 加氧区域 起火、爆1、 加氧区域周围设置警戒线，且有防止高空坠物损伤氧气瓶的措施； 炸、人身2、 加氧区域不准堆放易燃易爆物品； 3、 加氧区域应配置一定数量的灭火器材，并有消防人员值班； 伤害 4、 氧气瓶应具备安全检验证，气瓶、阀门、管道检漏时，应用肥皂水进行； 5、 气瓶搬运时应用胶轮小车，严禁在水泥地面上拖拉，以防产生静电； 6、 加氧系统压力表需采用氧气压力表，且应在无油条件下校验合格； 7、 工作人员拆换氧气瓶时，不能正对氧气瓶，以防被气流射伤。 1.1.5 制粉系统粉仓温度过高 调试 堵粉 煤粉自燃 1、 粉仓温度不大于85度，且应定期降粉； 2、 煤粉仓应设计消防系统，并随时可投入运行； 3、 现场应配备足够数量消防设备，运行人员应进行消防灭火培训。 设备事故 1、 每隔2h清理细粉分离器下粉筛和木块分离器； 2、 当磨煤机、粗粉分离器发生严重堵塞时，应停止磨煤机运行； 3、 加强现场巡视，防患于未然 烧瓦 设备事故 1、 当供煤中断、短时间不能恢复时，应停止磨煤机运行； 2、 磨煤机大瓦固定螺栓、螺帽松动、脱落时，应停止磨煤机运行； 3、 磨煤机马达电流不超过允许值； 序号 作业活动 危险点/危险源 危害后果 控制措施 备注 1.1.5 制粉系统调试 1.1.6 锅炉严密验及阀整段 蒸性安定汽试全阶烧瓦 汽包上下壁温差超标 设备事故 设备事故 4、运行中加强参数监视，磨煤机大瓦温度不大于50度，排粉机、给煤机轴承温度不大于70度，减速箱轴承温度不大于60度。 1、 壁温测点投入，以便监视； 2、 汽包任两点壁温差不大于锅炉制造厂的规定允许值； 3、 控制升降压速度，一般不大于0.15Mpa/min。 1、 电磁释放阀应确保手动开关良好； 2、 开旁路以及投停油枪时，要确保压力稳定； 3、 高旁的最小开度要保证再热器不超温； 4、 低旁的最小开度要保证再热器不超压； 5、 现场照明充足，道路畅通； 6、 防止安全门动作后蒸汽喷出伤人； 7、 就地压力表精度和等级符合要求，，且校验合格。 1、 支吊架受力均匀，并经监理和质检部门检验合格； 2、 现场照明充足，道路畅通； 3、 无关人员禁止在支吊架旁边逗留； 4、 发现支吊架明显受力不均，或相应设备明显异常（如振动大），应及时调整； 5、 加强现场巡视，防患于未然。 1、 加强焊缝制造安装的检验； 2、 现场照明充足，道路畅通； 3、 无关人员禁止在旁边逗留； 4、 加强现场巡视，防患于未然。 1、 油枪雾化良好； 2、 保持设计煤粉细度，提高煤粉燃尽率 3、 合理配风，控制炉膛出口氧量在4%～6%； 超温、超压 设备事故 人身伤害 支吊架受力不均 设备事故 焊缝不合格 设备事故 人身伤害 1.1.7 锅炉燃烧调整 锅炉尾部再燃烧 设备事故 序号 作业活动 危险点/危险源 危害后果 控制措施 备注 1.1.7 锅炉燃烧锅炉尾部再燃烧 设备事故 4、按规定进行吹灰，防止可燃物积聚； 调整 5、锅炉灭火后，应及时停止燃料供给，并保证足够通风时间； 6、如发生尾部再燃烧，必须紧急停炉，并用消防蒸汽进行灭火； 7、加强锅炉上水及防水操作，以保护省煤器； 8、当确认尾部燃烧熄灭，确认空气预热器没有损坏时，方可启动引风机 抽出烟道内蒸汽和烟气，再进行充足的通风冷却。 锅炉灭火、放炮 设备事故 1、确保动力电源工作可靠，备用电源能及时投入； 人身伤害 2、仪表控制电源工作可靠，备用电源能及时投入； 3、装设大量程炉膛负压表（±3000pa），且炉膛负压保护装置能可靠投入； 4、炉膛出口氧量表准确可靠； 5、FSSS锅炉燃烧管理系统调试完毕，锅炉连锁保护试验工作可靠，且必须正常投入使用； 6、燃油速断阀工作可靠； 7、确保油枪机械雾化良好； 8、炉膛温度较低时，应缓慢增加燃料，提高燃尽率，禁止赶火升压，防止燃烧不完全而造成积粉积油； 9、锅炉点火后，按运行规程要求，及时进行吹扫； 10、 一旦发现炉膛灭火后，应立即停粉停油进行通风吹扫，禁止利用炉内余热进行投油爆燃； 11、 当过路负荷较低，开始出现炉内燃烧不稳时，应根据情况投入油枪助燃。 1.1.8 空气预热着火 设备事故 1、空气预热器投运前，连锁试验合格，主电机跳闸后能联动启动备用电机； 器调试 2、空预器各声、光报警、转子停运、电控柜失电等热工信号经调试可用； 3、蒸汽吹扫系统，经试验可用；吹灰汽源在负荷低于10%MCR时，选用备

序号 作业活动 危险点/危险源 危害后果 控制措施 设备事故 1.1.8 空气预热着火 器调试 用辅助蒸汽汽源；负荷大于10%MCR此人时，由后屏进口联箱供汽。用 备用汽源供汽时，要求蒸汽压力大于1.03Mpa，温度大于310℃； 4、空气预热器水冲洗系统经通水试验合格，水量充足，压力不小于0.5Mpa,单管水流量不小于7.5t/h； 5、冷端排灰斗技冲灰系统的闸板门开关灵活好用，管路应畅通； 6、全燃油期间，应防止空预器积油； 7、监视尾部各段烟温，若确认发生二次燃烧时，应立即手动MFT灭火停炉，并作如右处理：停送、引风机，关闭风机出入口挡板，关闭空预器烟风入口挡板，隔绝空气，保持空预器运行，投蒸汽消防灭火或蒸汽吹灰； 8、油枪雾化良好； 9、从点火到60MCR期间，蒸汽吹扫应连续运行。 1.2 汽机调试 1.2.1 炉前系统水泵缺水烧泵 清洗 设备事故 1、水泵启动前，应首先检查水箱水位是否正常； 2、启崩前，一定要检查进口门是否开启，密封水、冷却水压力是否正常； 3、定期检查进口滤网前后压差，压差大后应及时清洗滤网； 4、水泵停运时，泵反转，严禁关闭进口门； 凝汽器、加热器设备事故 1、凝汽器、加热器进、出口门应关闭严密，确保不泄漏； 管道系统进酸、2、凝汽器、加热器管道系统应充满水，能够稀释漏入的酸、碱浓度； 碱 3、定时化验凝汽器、加热器内的水质，及时发现是否漏入酸、碱； 4、清洗完毕后，应将管道死角的酸碱排尽； 除氧器、凝汽器设备事故 1、容器进水前，就地水位计应完好且投运； 满水 2、投运前水位保护连锁保护试验合格，紧急放水门动作准确； 3、差压水位计能较好地反映容器水位的变化趋势，以便调节进出水流量； 序号 作业活动 管 危险点/危险源 危害后果 控制措施 1、 给水泵组启动前，应作好给水泵连锁保护试验。并正常投入； 2、 给水泵组启动前，应检查确认进口门开启，最小流量再循环们开启； 3、 给水泵启动后，要严密监视除氧器水位变化的变化，防止给水泵断水； 4、 冲管期间，给水泵升、降速频率，工况恶化，运行人员严格按照规程操作，防止给水泵长期工作在工作曲线外； 备注 1.2.2 锅炉点火冲电动给水泵损坏 设备事故 1.2.3 调节系统静汽轮机端油烧瓦 设备事故 态调试 1、 机组安装完毕启动调试前，对润滑油系统进行油循环时，应检查系统有无漏油并 予以消除，并经常检查滤网，消除杂物，定期化验油质。油质合格后方可进行调试； 2、 油系统的交、直流润滑油泵出力应达到铭牌出力。运行可靠，连锁正常。各压力开关或电触点压力表均经校验，动作值整定正确，动作可靠； 3、 油循环时，应检查各轴瓦的回油量，发现油量过少时应查明原因及时消除； 4、 投盘车前，必须先启动润滑油泵和顶轴油泵。盘车运行时，顶轴油压应正常，否则应停止盘车，查明原因。盘车投入后，低油压连锁开关应及时投入； 5、 机组启动定速后，进行油泵切换试验时，应密切注视主油泵出口油压的变化。打闸前，超速试验、主汽门严密性试验前均启动交流电动油泵。厂用电暂时中断时应立即启动直流润滑油泵和直流密封油泵。机组启动前应投入低油压联锁保护。 1、 调节系统静态特性试验符合设计要求，在正常参数下调节系统应能维持汽轮机在 额定转速下运行； 2、 电动主汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闭严密，无卡涩，活动试验性能良好； 3、 机组的超速保护系统试验正常，并正常投入； 4、 危机遮断器动作后，各抽气逆止门及高排逆止门应联动关闭，且关闭严密。 1、 发电机密封油系统调试正常，密封油压能较好跟踪氢压。各种联锁保护及报警装置动作正常； 1.2.4 首次启动并汽轮机超速 网 设备事故 发电机漏氢爆炸 设备事故 序号 1.2.4 作业活动 危险点/危险源 危害后果 控制措施 首次启动并网 发电机氢气爆炸 设备事故 2、 发电机氢气系统气密性试验合格； 3、 冲氢置换过程中，严格按照规程操作。CO2浓度不合格不得，不得冲氢； 4、 发电机周围清理干净，距发电机周围10M范围划出安全警戒区，并准备足够的消防器材； 1、 首次启动过程中，应适当延长暖机时间，，以利全面检查，并避免因保温不到位造成气缸表面受热不均而产生变形； 2、 汽轮机的监测仪表如转速表、大轴黄毒表、振动表、气缸金属温度表、轴向位移表、差胀表等必须齐全、完好、准确、可靠； 3、 机组启动前，转子进行连续盘车，一般不小于4小时； 4、 停机后转子惰走阶段，真空未到0以前，不允许停止轴封供气，防止冷空气进入气缸。停机后立即投入盘车。 备注 汽轮机大轴弯曲 设备事故 1.2.5 汽轮机带负荷调试阶段 油系统着火 人身伤害设备事故 1、 在油系统的安装和检修期间，必须保证质量。阀门、法兰盘、接头的结合面必 须接触良好，不渗不漏； 2、 油系统安装完毕，应进行油循环检查（包括顶轴油系统），以便及早发现问题。如有漏油现象时，必须查明及时消除； 3、 油系统有检修工作时，应按规定严格办理动火工作票。检修工作结束后应将现场的油迹擦净，杂物、破布等清理干净； 4、 油系统的事故放油门标志应醒目，并确保有两个以上的通道可达到：为了在油系统一旦着火时能及时处理。在在确保不漏油的前提下，事故放油门之第一道门应在开启状态； 5、 现场应具备有足够数量的灭火器材，消防设备处于随时可用状态。试运前进行防火安全检查，组织运行人员熟悉各种消防器材的使用方法及一般消防常识。 1、 汽轮机的检测仪表必须齐全、完好、准确、可靠； 2、 汽轮机的轴向位移、差胀、排气温度应在规定的范围内； 汽轮机断叶片 设备事故 序号 1.2.5 作业活动 汽轮机带负荷调试阶段 危险点/危险源 危害后果 汽轮机断叶片 设备事故 控制措施 3、 暖机转速应避开汽轮机叶片（特别是末级叶片）的自振频率（即临界转速）。.以避免叶片产生过大的动应力； 4、 汽轮机疏水系统应完善，各加热器及除氧器水位控制正常，防止叶片动应水冲击损伤； 5、 当加热器切除或新蒸汽参数降低时，应减负荷限制流量，以保证叶片动应力不超限； 6、 超速实验和甩负荷实验时，有专人监测机组振动和转速； 1、 系统电源设计应有可靠的后备手段,备用电源的切换时间应不小于5MS（应保证控制器不能初始化）; 2、 电源电压正常; 3、 系统电源故障应在控制室内设立独立于DCS之外的声光报警 1、 DCS系统接地良好,接地电阻必须满足要求,否则禁止受电; 2、 DCS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. 1、 把好设计关,防止将强电信号接入,处理弱电信号模件; 2、 在摇测动力电缆的绝缘电阻时,应将电缆从端子上解下,以免击穿半导体元件; 3、 仔细检查接线,防止接线错误. 必须保证电子间和机房适当的环境温度和空气湿度,保持室内清洁. 1、 在插入模件前注意检查其对应的外部接线防止强电信号窜入； 2、 插拔模件时戴防护静电手套。 备注 1.3 1.3.1 （1） 热工调试 DCS系统 DCS系统电源 烧坏模件或控制系统不能正常运行 抗干扰能力差,运行不正常 烧坏模件 DCS系统接地 强电窜入 （2） DCS维护检修 环境温度、湿度 模件插拔、维修 系统故障 损坏模件 损坏模件 模件上的位开关、 模件不能跨接线、跳线检查 正常工作 不得任意改动位置，如必须进行此类工作时，必须做好记录，并在有专人监护的情 况下进行。 序号 （2） 作业活动 危险点/危险源 危害后果 控制措施 必须事先进行检查，确保新模件和旧模件上的位开关、跨接线、跳线完全一致。 备注 DCS维护、更换模件时，新模模件不能检修 件和旧模件上的正常工作 位开关、跨接线、跳线不一致 DCS系统软件和应用软件的管理 软件的修改、更新、升级 系统损坏 （3） 1、 规范DCS系统软件和应用软件的管理，加强对密码权限的管理； 2、 软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度； 3、 在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份； 4、 非调试人员严禁在EMSS上进行任何操作。 1、 严禁未经测试确认的各种软件下载到DCS系统（包括工程师站）使用； 2、 必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施； 3、 软盘必须做到专盘专用； 4、 要用外来软盘拷贝软件时，先要格式化软盘。 1、 应由可操作员站继续承担机组监视任务（此时应停止重大操作）； 2、 通知热工技术人员迅速排除故障； 3、 若故障无法排除，则应根据当时机组运行状态酌情处理。 1、 若主要后备硬手操及监视仪表可用且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； 2、 若无可靠的后备操作监视手段则应停机、停炉 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 外来软件的使用 使病毒进入DCS，导致系统故障或瘫痪 不能正常操作 （4） DCS故障处理 部分操作员出现故障 全部操作员站出现故障（所有上位机“黑屏”或“死机”） 辅机控制器或相应电源故障 不能正常操作 辅机系统不能正常操作 序号 1.3.2 （1） 作业活动 DCS故障处理 危险点/危险源 危害后果 调节回路控制器或相应电源故障 系统不能正常操作 控制措施 应将自动切至手动方式维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。 备注 热工保护系统 热工保护 保护定值 保护投退 保护装置故障 保护误动或拒动 保护失灵 保护失灵 对保护定值进行修改或调整，应开具工作票，经总工（或调试总指挥）批准后方可进行，并做好记录。 对保护投入或退出，应经值长同意方可进行，重要保护投入和退出，还需经总工（或调试总指挥）批准后方可进行，并做好记录。 1、 对保护装置故障进行处理，应开具工作票，经总工（或调试总指挥）批准后方可进行，并做好记录； 2、 锅炉炉膛压力、郭炉膛灭火、汽包水围、汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护在机组运行中严禁退出，其它保护装置被迫退出运行的，必须在24小时内恢复，否则应停积、停炉处理。 汽包水位保护应采用变送器测量信号经过补偿后三取中，禁止使用电触点水位计用于汽包水位保护 （2） 汽包水位保护 测量不准确 保护试验 保护误动或拒动 保护失灵 汽包水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完善严禁启动。锅炉启 动前和停炉前应进行实际水位传动校验。用上水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校验。严禁用短接信号代替实际水位传动试验。 取压装置、压力开关、传感器、火焰监测及冷却风系统等外围必须处于完好状态。定期进行保护定值的核实检查和保护的传动试验。 1、 油枪点火试验时，必须先检查油角阀、油跳闸阀是否完全关闭，确认关闭后，才能进行油枪点火试验； 2、 第一次点火时，炉膛附近的油管阀门和油枪处要准备足够的灭火器，防止燃油泄漏引发火灾； （3） 炉膛安全监控系统 保护试验 油管泄漏；火焰探头调试 保护不起作用 1、 起火 2、 烧伤 序号 （3） （4） 作业活动 炉膛安全监控系统 汽机紧急跳闸系统（ETS）和汽机监视仪表 机、炉、电大联锁保护 危险点/危险源 危害后果 油管泄漏；火检探头调试 保护试验 1、 起火 2、烧伤 保护不起作用 控制措施 3、在油枪和火检附近工作时，要防止漏油、漏气和漏粉伤人或发生火灾； 4、通过看火孔看火时要防止正压火焰外窜烧伤。 备注 取压装置、压力开关、传感器等设备必须处于完好状态，定期进行保护定值的核实 检查和保护传动的动作试验，传感器必须在规定的有效校验周期内。 （5） 保护试验 每次机组启动前，机、炉、电大联锁试验必须正向、反向各进行一次试验。 1.4化水系统调试 1.4.1 补给水处理系统调试 再生酸、碱系统操作 1、酸碱泄漏；1、操作前，确认设备、系统状态良好； 2、人员烧伤；2、注意人员的防护； 3、除盐水含3、防止误操作，严禁再生用酸碱进入正常制水运行系列。 酸碱 设备事故 人身伤害 设备事故 设备事故 酸碱泄漏 人员伤害 设备事故 人身伤害 补给水处理程控系统没有调试好之前，未经调试人员的同意，任何人不得操作计算机 加强监视工业水位。 控制反洗水流量。 1、、操作前，确认设备、系统状态良好； 2、注意人员的防护。 凝结水精处理程控系统没有调试好之前，未经调试人员的同意，任何人不得操作计算机。 补给水处理程控系统误动 工业水位低 反洗流量大 1.4.2 凝结水精处理调试 再生酸、碱系统操作 凝结水精处理程控系统误动 序号 1.4.2 作业活动 凝结水精处理调试 危险点/危险源 危害后果 树脂进入炉内 凝结水精处理流程不通 热力系统腐蚀 断水、停机 设备损坏 系统腐蚀 人员烫伤 取样水温度过高，损坏设备 影响清洗和钝化效果 设备腐蚀、仪表设备损坏 影响清洗和钝化效果 工作人员烧伤 爆炸 爆炸 控制措施 防止树脂捕捉器泄漏，防止误操作 防止误操作，保持旁路门状态良好 启动前做好检查，运行中做好监护 严格按标准控制水质 备注 1.4.3 加药系统调试 加药泵运行异常 加药调节控制不当 高温取样们泄漏 冷却水中断或水量不足 清晰系统不合格 系统隔离不全 清洗过程控制不当 装置漏碱 1.4.4 取样仪表系统调试 开门要缓慢，一级一级开启，同时应注意站在阀门侧面，避免有蒸汽冒出烫伤。 加强监视，如有超温显现，立即关闭取样架上取样们 1.4.5 炉本体及炉前系统清洗 严格药品验收检验 与清洗无关或可能损坏的设备系统进行彻底隔离或拆除。 严格按方案要求控制各个指标 严防设备泄漏，注意人身防护 1、 严格控制工艺，注意氧气不能混入氢气中； 2、 制氢站设备应良好接地。 1、 严防氢气泄漏，严禁明火； 2、 制氢站设备应良好接地； 1.4.6 制氢站调试 氢气纯度不合格 场地氢气含量高 序号 1.4.6 1.4.7 作业活动 制氢站调试 废水处理调试 危险点/危险源 危害后果 场地氢气含量高 浓酸、浓碱操作 不合格废水外排 爆炸 控制措施 3、电解间应设置防暴灯，室内应有良好的接地，并安装氢气报警装置。 备注 工作人员烧1、 注意人员防护； 伤；环境污染 2、 废水处理合格后才能外排 1.5电气调试 1.5.1 同步发电机的调试 定子绕组直流耐压实验 人身伤害、过压损坏设备 1、 严格按实验方案进行，做好安全隔离区，悬挂警示牌； 2、 严格执行实验标准； 3、 实验人员不得少于4人，并且设有专人监护实验区域； 4、 每次耐压实验完毕后，放电时间不得少于10min，才允许更换接线。 1、 严格按实验方案执行，做好安全隔离区，悬挂警示牌，注意实验引线的对地距离； 2、 严格执行实验标准，并设有过电压保护措施； 3、 确认断开实验电源后才允许更换接线 穿转子前必须对氢内冷转子进行转子通风实验，确认合格后方可穿转子 1、 额定氢压下进行气密试验； 2、 测量元件可靠投入。 定子绕组交流耐压实验 人身伤害、过压损坏设备 转子风道堵塞 定子绕组水路堵塞、漏水 氢冷发电机密封瓦向机内漏油 超温烧坏转子 绝缘下降，引起端部绕组短路事故 造成绝缘表1、 启动过程中整定好差压阀、平衡阀，保证动作灵敏、可靠； 面绝缘降低，2、 每班定期检查。 油中水分带入机内，氢气温度增大；油雾及水气使 序号 1.5.1 作业活动 同步发电机的调试 危险点/危险源 危害后果 机内氢气纯度降低，增加电机运行温升和使用寿命 氢气爆炸 控制措施 备注 漏氢 1、 投入漏氢检测装置，控制漏氢量在一定限度内； 2、 距发电机周围10米范围内划定严禁烟火区域，并有表示牌； 3、 定期对氢系统进行现场检测； 4、 严把氢气区域动火工作票审批关； 5、 密封油压应能稳定地保证比氢气压力高84～105KPA； 6、 气密实验不合格地氢冷发电机严禁投入运行。 1、 严格按调试方案进行； 2、 实验用短路铝排的截面应能承受短时（10min）左右通过大电流,并在实验时派人就近监视； 3、 发电机—变压器组的保护全部接到信号位置； 4、 检查发电机冷却系统应均已投入运行; 5、 实验完毕后,挂好接地线,才允许拆除短路排； 6、 禁止TA二次回路开路. 1、 严格按调试方案进行； 2、 检查发电机、主变压器、厂用工作变本体技高压一次回路的情况,检查所有带电处是否有安全表示牌,并已上锁,派人到准备升压的各处监视； 3、 将发电机—变压器组的保护全部投入,变压器瓦斯保护投跳闸位置； 4、 整个实验过程中,监视人员应密切监视盘上仪表的变化,若有紧急情况应立即报告,立即灭磁； 三相短路特性试验过流 人身伤害、设备损坏 发—变组空载试验 人身伤害、设备损坏

序号 1.5.1 作业活动 同步发电机的调试 危险点/危险源 发—变组空载试验 测量转子交流阻抗 励磁系统故障 危害后果 人身伤害、设备损坏 人身伤害 控制措施 5、禁止TV二次回路短路。 1、 在电源回路接入隔离变压器,防止转子接地短路; 2、 试验过程中严禁合入灭磁开关； 3、 在转子回路上工作要防止衣物卷入旋转部分 1、168h试运期间运行工况的发电机,其低励限值॥的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内； 2、自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内； 3、严禁发电机在手动励磁调节方式下长期运行； 4、在手动励磁期间,在调节发电机有功负荷时,必须先适当调节发电机无功负荷,以防发电机失去静态稳定性。 备注 发电机损坏 1.5.2 主变压器的调试 （1）变压器内部设备损坏 声响很大,有异常的爆裂声;（2）在正常负荷及冷却条件下又不正常的高温,超过规定值;（3）储油柜或安全气道喷油；（4）套管有严重的破损和放电现象；（5）瓦斯保护拒动、着火等 1、 认真执行交接实验规程,进行泄漏电流、tgδ值测量实验过程中应防止发生高空坠落； 2、 对220KV以上电压等级变压器投产前应作绕组变形试验； 3、 大容量变压器在安装时必须进行现场局部放电试验； 4、 投产前应取油样作色谱试验； 变压器冲击实验时,变压器现场必须有人在场监护。 序号 1.5.3 作业活动 厂用变压器的调试 危险点/危险源 危害后果 控制措施 1、 认真执行交接实验规程； 2、 加强设备管理，避免母线或进线电缆发生短路； 3、 加强运行管理，提高倒闸操作水平，手动合闸回路中串接同期开关的辅助节点以防非同期并列。 备注 （1）系统过电压设备损坏事使变压器绝缘击故 穿而损坏变压器； （2）变压器所带的厂用电母线或进线电缆发生短路而烧坏变压器； （3）在机组启停机事故处理过程中，因为操作不当引起高厂变与备变之间非同期并列损坏变压器；（4）运行中变压器严重漏油发现不及时，导致绕组或铁心发热损坏变压器 1、 开关失灵； 系统故障扩2、 非全相运行； 大事故 3、 SF6气体泄漏； 4、 设备操作 1.5.4 高压断路器的调试 1、认真执行交接实验规程； 2、尽快限制事故发展，消除事故根源，并及时解除对人身、设备的危险； 3、SF6气体严重泄漏时，人员到断路器处检查应采取防止中毒的措施，否则不得接近断路器5M以内，并站在上风区； 4、6KV小车开关应灵活可靠，开关卡涩不得盲目推进。 序号 1.5.5 1.6.1 作业活动 隔离开关的调试 厂用电源核相 危险点/危险源 带电合接地刀闸 试验人员作业不规范核相错误 危害后果 系统故障、设备损坏 控制措施 严格执行“两票三制”。 备注 触电、母线短1、 严格执行“两票三制”； 路、全厂停电 2、 试验前进行实地观察，确定最为方便的测试点； 3、 宜采用核相棒核相，不宜用电压互感器核相，防止在连接时产生谐振现象出现过电压而损坏一次设备绝缘； 4、 因在高电压下工作，人身安全应特别注意。实验人员应穿绝缘鞋，戴绝缘手套，站在绝缘垫上，连线绝缘良好，试验时不要碰地或碰其它设备； 5、 核相棒应在带电设备上校验，测量时触及带电线即可。 设备事故：发1、 机组无异常声响和振动可不停机； 电机发生较2、 机体产生强烈振动现象，应立即停机； 大冲击电流，3、 并网时应符合下列条件： 产生强烈振（1） 发电机与系统电压相等（电压差不大于±1.5%）; 动 （2） 发电机与系统频率相等（频率差不大于0.1HZ）； （3） 发电机与系统同步，两则相序、相位相同 1、 认真贯彻规章制度及反事故措施，防止继电保护“三误”事故的发生； 2、 变压器发生故障，保护装置（差动、瓦斯保护）应灵敏、正确、快速动作，断开电源； 3、 确保大型变压器的安全运行，重视大型变压器保护的配置和整定计算，包括与线路保护的整定配合； 4、 保证继电器操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力； 5、 对于220KV主变压器的微机保护必须双重化。 1.6.2 发电机同期并列 发电机发生非同期并列 1.6.3 主变压器保护调试 保护误碰、误动、造成主变压误接线、误退出或器误退出或损坏 损坏

序号 1.6.4 作业活动 电压互感器接线检查 危险点/危险源 电压互感器运行中二次短路路 危害后果 二次侧短路时，负载阻抗为零，将产生很大短路电流，烧坏电压互感器 控制措施 备注 1、 设备投运前，二次回路进行模拟通电试验是发现二次回路缺陷和差错的一项 行之有效的方法； 2、 进行模拟通电检查，必须打开互感器的隔离开关，取下互感器的一次侧熔丝，防止一次侧感应高电压和倒送电； 3、 做好保护屏柜的隔离措施，防止工作人员触电； 4、 检查回路接线是否有短路和接触不良现象； 5、 检查回路接线的正确性； 6、 电压继电器的整定值复核； 7、 各相电压回路的负载电流测量。 1、设备投运前，二次回路进行模拟通电试验是发现二次回路缺陷和差错的一项行之有效的方法； 2、启动进程中，在一次系统中选择合适的短路点，将三相一次线短路，检查二次侧电流回路是否开路； 3、检查二次电流最好用钳型电流表进行，防止试验人员触电和损坏试验仪表； 4、采用上述方法检查二次回路是否开路和回路接线的正确性； 5、电流型继电器的整定复核； 6、各相电流回路的负载电压测量。 1.6.5 电流互感器接线检查 电流互感器运行中二次开路 当二次侧开路，二次电流的去磁作用消失，其一次电流完全变为励磁电流，铁芯出于高度饱和状态，就会在二次绕组两端产生很高（甚至可达数千伏）的电压，不但可能损坏二次绕组的绝缘，而且还 序号 作业活动 危险点/危险源 危害后果 将危及工作人员的人身安全 控制措施 备注 1.6.6 线路保护调试 保护误动、误碰、造成线路停误接线 电或电网事故 1、 线路保护的检验，严格按有关规定、规程执行； 2、 投运前做好保护装置的整组模拟试验； 3、 确保高频光纤通道的畅通； 4、 严格控制主网联络线重要输电断面潮流，禁止超稳定极限运行； 5、 对联网运行的大区电网，要采取必要措施，防止一侧发生稳定破坏事故向另一侧扩大； 6、 要加强电网安全稳定最后一道防线的管理，即低频减载装置和安全自动装置应可靠、足额投入 1.6.7 发电机失磁保护调试 误动、误碰、误接线或调试人员误操作使励磁绕组短路；励磁回路因断线而开路；灭磁开关误跳使励磁绕组井灭磁电阻闭路；对经整流系统励磁组经整流器闭路，而使发电机失磁 对电力系统来说：1、从电力系统中吸收无功，引起电力系统电压下降，如果系统中无功储备不足，将使电压低于允许值，破坏负荷与电源之间的稳定运行，甚至使系统因电压崩溃而瓦解；2、 1、 认真贯彻执行规章制度即反事故措施，防止继电保护“三误”事故发生； 2、 迅速把失磁发电机从电力系统中切除。但是，大型机组突然跳闸，会给机组本身造成很大冲击，对电力系统也会加重扰动。因此，根据电网的特点，在发电机失磁后异步运行，若无功功率尚能满足，系统电压不致降低倒失去稳定的严重程度，则发电机可以不解列，而采用自动减负荷倒40％～50％的额定负荷，可以失磁运行15～30min，运行人员可以及时处理恢复励磁。因此设置具有下述功能的失磁保护装置： （1） 转子判断元件同时判定失磁后，系统电压元件判定系统电压下降到危害程度，则经过0.5s作用于解列 （2） 转子判断元件同时判定失磁后，系统电压元件判定系统不能失去稳定，则作用于自动减负荷，直到40％～50％的额定负荷； （3） 定、转子判断元件同时判定失磁后，发电机电压元件判定其它电压对厂用电有危害，则自动切换厂用电源，使之投入备用电源。 序号 1.6.7 作业活动 发电机失磁保护调试 危险点/危险源 误动、误碰、误接线或调试人员误操作使励磁绕组短路；励磁回路因断线而开路；灭磁开关误跳使励磁绕组井灭磁电阻闭路；对经整流系统励磁组经整流器闭路，而使发电机失磁 危害后果 因为电压下降，控制措施 备注 3、 认真贯彻执行规章制度即反事故措施，防止继电保护“三误”事故发生； 电力系统中的4、 迅速把失磁发电机从电力系统中切除。但是，大型机组突然跳闸，会给机组其它发电机组本身造成很大冲击，对电力系统也会加重扰动。因此，根据电网的特点，在增加无功出力，发电机失磁后异步运行，若无功功率尚能满足，系统电压不致降低倒失去稳从而使某些发定的严重程度，则发电机可以不解列，而采用自动减负荷倒40％～50％的额电机、变压器、定负荷，可以失磁运行15～30min，运行人员可以及时处理恢复励磁。因此设线路过电流；3、置具有下述功能的失磁保护装置： 因为该发电机（1） 转子判断元件同时判定失磁后，系统电压元件判定系统电压下降到危有功功率的摆害程度，则经过0.5s作用于解列 动，使系统产生（2） 转子判断元件同时判定失磁后，系统电压元件判定系统不能失去稳振荡，甩掉大量定，则作用于自动减负荷，直到40％～50％的额定负荷； 负荷，加剧系统定、转子判断元件同时判定失磁后，发电机电压元件判定其它电压的不稳定性，致对厂用电有危害，则自动切换厂用电源，使之投入备用电源。 使发电机转子表面、静子端部温升增大、铁芯过热等 1.6.8 发电机差动保护调试 保护误动、误碰、造成发电机误接线、拒动 解列停机或损坏 1、 认真贯彻执行规章制度及反事故措施，防止继电保护“三误”事故发生； 2、 发电机发生故障，保护装置应灵敏、正确、快速动作断开电源点； 3、 确保大型发电机的安全运行，重视大型发电机保护配置和整定计算； 4、 保证继电器操作电源的可靠性，提高继电保护装置抗干扰能力； 发生定子绕组相间或匝间短路，及时通过差动保护装置出口跳闸或由运行人员手动切除； 序号 作业活动 危险点/危险源 危害后果 控制措施 备注 1.7机组整套启动及试验 1.7.1 机组整套启动 锅炉超温超压 爆管 1、 升温、升压和升负荷过程中，火嘴投入不可过猛、过快，增减负荷应平稳缓 慢； 2、 在升炉过程中，要注意过热器、再热器的冷却，启动初期开启各部疏水，待投入一、二级旁路，过热器、再热器有压力后，再关闭各处疏水，确保有足够蒸汽冷却受热面； 3、 严密监视各段管壁温度，发现超温情况及时消除，各级壁温控制值如下： （1） 分隔屏过热器440℃；（2）后屏过热器500℃；（3）末级过热器550℃；（4）低温再热器450℃；（5）末级再热器550℃ 4、 按要求及时投入蒸汽吹灰器，防止受热面结焦。运行人员经常检查炉膛结焦情况，发现大块结焦要及时清除，防止上部大块焦渣落下砸坏炉底以及炉底部结焦将炉底封死； 1、 空预器投运前，空预器蒸汽吹灰系统应调试完毕，并经实验可用； 2、 空预器水冲洗系统安装调试完毕，并经通水实验，水量充足，水压不小于0.5Mpa，单管水流量不小于4.5Mpa； 3、 冷端排灰斗及冲灰系统的闸板门开启灵活好用，管路应畅通； 4、 空预器投运前，联锁实验合格，主电机跳闸后能联启备用主电机； 5、 空预器各声、光报警、转子停转、电控柜失电等热工信号经调试可用； 6、 全燃油期间，注意观察油抢雾化情况，发现雾化不好应及时处理，防止空预器积油； 7、 运行时，注意监视尾部各段烟温，发现异常及时处理。若确认发生二次燃烧，应立即手动MFT灭火停炉，并作如下处理：停送、引风机，关闭风机出、入口挡板，关闭空预器烟风入口挡板，隔绝空气；保持空气预热器运行，投蒸汽消防或蒸汽吹灰； 空气预热器燃烧 损坏设备 序号 1.7.1 作业活动 机组整套启动 危险点/危险源 空气预热器燃烧 危害后果 损坏设备 控制措施 备注 8、 空预器吹灰汽源在符合低于10％MCR时选用备用辅助汽源；符合大于10％ MCR时由后屏出口联箱供汽。用备用汽源供汽时，要求蒸汽压力大于1.03Mpa，温度大于300℃； 9、 试运期间，启、停频繁，常有不完全燃烧产物积聚在受热面上，为防止可燃物达到燃点，引起空预器着火，需及时清除积灰。从点火到60％MCR期间，蒸汽吹灰器应连续运行 1、 在油系统的安装和检修期间，必须保证质量。阀门、法兰盘、接头的接合面 必须接触良好，不渗不漏； 2、 油系统安装完毕，应进行油循环检查（包括顶轴油系统），以便及早发现问题，如有渗、漏油现象时，必须查明原因及时修复，消除漏油； 3、 油系统有检修工作时，应按照规定严格办理动火工作票，检修工作结束后应将现场的油迹擦净，杂物、破布等清理干净； 4、 加强锅炉燃油系统管理，特别是炉前油系统，发现油枪、管道、阀门等渗漏油时，应立即处理，消除漏油； 5、 投运或停退油枪时，应进行监督，防止发生误操作； 6、 调试前，消防水系统应全部安装完毕，并能正常投运； 7、 汽机油系统的事故放油门标志应醒目，并确保2各以上的通道。为了确保油系统着火时能及时扑灭，事故放油门之头道门应在开启状态； 8、 现场应备有足够数量的灭火器材、消防设备处于随时可用状态。试运前进行防火安全检查，组织时运人员熟悉各种消防器材的使用方法及一般消防知识； 9、 油系统着火时的处理： （1） 应立即通知泵房启动消防水泵，并向有关领导汇报； （2） 到现场检查是否油系统着火，并用干粉或co2灭火器灭火； （3） 火灾尚未威胁机组安全运行时，应设法不使火焰漫延，尽快将火扑灭； （4） 清除现场周围易燃物、切断相关设备电源； 油系统着火 烧损设备 序号 1.7.1 作业活动 机组整套启动 危险点/危险源 油系统着火 危害后果 烧损设备 控制措施 备注 （5） 加强运行监视，做好停机准备，如威胁机组安全时，应破坏真空紧急 停机； （6） 威胁主箱火净污油箱安全时，应开启事故放油门，但为避免轴瓦损坏，应监视主油箱油位下降情况，保证转子惰走时的用油 1、 在制氢系统的安装和检修期间，必须保证质量。阀门、法兰盘、接头的接合面必须接触良好，不渗不漏，管道不应鳖劲、压力容器经过试压检验； 2、 氢系统安装完毕，应进行管道试压检查，以便及早发现问题。如有漏氢现象时，必须查明原因及时处理； 3、 设备应良好接地，以防止产生静电引起氢气燃烧爆炸； 4、 制氢站电解槽前操作地面上应放置一块绝缘胶板； 5、 电解间应设置防爆灯，室内应有良好的通风，并安装氢气报警装置； 6、 凡是和氢气、氧气接触的管道、阀门等都要用四氯化碳清洗以去除油污； 7、 装置运行中不得进行任何检修工作，若必须检修则需先停机，所用工具必须用铜制工具，但不得进行动火工作； 8、 制氢间、站严禁明火作业操作人员禁止吸烟，； 9、 制氢间必须配备如砂子、石棉布等防火材料 1、 当厂用电中断时，立即启动主机和小汽机的直流润滑油泵，氢侧直流密封油泵。 2、 打开真空破坏门（汽机打闸后）。 3、 机组在惰走时，应密切注意油压变化，待保安电源恢复后，立即启动主机和小汽机的交流润滑油泵，投入联锁，停主机和小汽机的直流润滑油泵。 4、 待机组静止后投入电动盘车或手动定时盘车。 1、机组安装完毕启动调试前，对润滑油系统进行油循环时，应检查系统有无漏油并予以消除。并经常检查清洗滤网，消除杂质，定期化验油质合格。 氢系统泄漏 设备损坏 厂用电失去 设备事故 气轮机断油烧瓦 设备事故 序号 1.7.1 作业活动 机组整套启动 危险点/危险源 气轮机断油烧瓦 危害后果 设备事故 控制措施 备注 2、油系统的交、直流润滑油泵出力应达到铭牌出力，运行可靠，联锁正常，各 压力开关或电触点压力表均经校验，动作值整定正确，动作可靠。 3、油循环时，应检查各轴瓦的回油量，发现油量过少时应查明原因及时处理。 4、投盘车前，必须先启动润滑油泵和联锁油泵。盘车运行时，顶轴油压、润滑油压应正常，否则停止盘车，查明原因。盘车后投入低油压连锁开关。 5、机组启动定速后，进行油泵切换时，应密切注视主油泵出口油压的变化。打闸前、超速试验、主汽门严密性试验前均应启动交流电动油泵。 6、厂用电暂时中断时应立即启动直流润滑油泵和直流密封油泵。机组启动前投入低油压连锁开关。 7、油系统的重要阀门应挂“禁止操作”警告牌，非工作人员不得操作。 8、机组运行冷油器倒换操作，需指定操作人和监护人进行（由值长或主控定）。 9、机组启、停及运行过程中严格控制润滑油温，防止油温大幅升降，以免油膜破坏。冷油器出口油温一般控制在35～45℃。 10、油箱低油位报警正确，运行中应定期检查油位，发现异常应及时处理。 11、检测各轴瓦振动情况并作好记录，发现异常振动应及时查明原因汇报处理。监视记录轴承金属温度和推力瓦温度，有异常温升应及时处理。 12、排烟风机应连续运行，运行中还应控制轴封压力不可太高，防止蒸汽进入轴承箱内，主油箱应定期放水。 13、油净化装置要随机运行，确保油质合格。 14、运行中机组油系统的任何检修或调试，都必须开具工作票，制定好相应的防断油烧瓦措施，并有专人监护操作。 15、机组作紧急停机处理包括下列几种情况：（1）轴承回油温度超过75℃;（2）轴承金属温度超过110℃，或推力瓦金属温度超过105℃；（3）轴承振动超标；（4）润滑油压下降，交、直流润滑油泵启动后油压太低或继续下降时；（5）油箱油位降低至最低极限位置不能迅速补油时；（6）当油系统着火，威胁主油箱安全必须 序号 1.7.1 作业活动 机组整套启动 危险点/危险源 气轮机断油烧瓦 调速系统故障 危害后果 设备事故 设备事故 控制措施 开启事故放油门时，在紧急停机时应视转子惰走情况，保持适当油箱油位，避免转子惰走时断油烧瓦。 备注 1、 对调解保安系统进行调整： （1） 调节系统静态特性试验符合设计要求，系统速度变动率不大于5％，迟缓率应小于0.2％； （2） 在正常参数下，调节系统应能维持气轮机在额定转速下运行； （3） 在额定参数下，机组甩去额定负荷后，调节系统应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下； （4） 自动主气门、再热主汽门及危急遮断器或ETS主、调门迅速关闭，从开始动作到汽门全关的时间不大于0.5s（主汽门为0.25s）； （5） 机组的超速保护控制（OPC）功能合乎设计要求并正常投入； （6） 危急遮断器动作后，各抽汽逆止门及高排逆止门应联动关闭，且关闭严密； （7） 调解保安系统的定期实验装置应完好可靠，； （8） EH油系统应运行正常，油质合格。 2、 对运行、试验、监测方面的控制： （1） 机组安装完毕初次启动定速后，应先试验手动脱扣装置，确认主汽门能迅速关闭后，再恢复3000r/min运行； （2） 下列情况下机组应提升转速进行危急遮断器动作试验：机组安装或大修后；危急遮断器解体或调整后；停机一个月以后再次启动时等； （3） 提升转速试验时应满足制造厂对转子温度要求的规定，一般冷态启动的机组并网后应带10％的负荷运行2～4h暖机，然后降至空负荷，与电网解列； （4） 超速试验宜在主汽压力为4％额定值下进行，避免在高参数下做试验，防止调门瞬间开大，造成严重超速； 序号 1.7.1 作业活动 机组整套启动 危险点/危险源 调速系统故障 危害后果 设备事故 控制措施 （5） 超速试验前必须先试OPC保护和手动脱扣装置，确保动作正常； （6） 升速应平稳，严禁在超速状态下停留； （7） 当机组转速升至3300r/min而危急遮断器拒动时，应立即手动脱扣打闸停机； （8） 试验时除实验人员在机头和操作盘监视控制外，无关人员不得在机头周围停留，且无权操作设备； （9） 试验前监视表计及各式转速表均经校验合格； （10） 调节保安系统的定期实验应严格按照《电力工业技术管理法规》中的3－6－21条执行； （11） 无论运行中或试验时，当机组由满负荷突然甩掉全部负荷与系统解列后，当转速升至3090r/min，OPC保护应动作，此时应检查高、中压调速汽门是否关闭；当转速升至3270～3300r/min时，机械跳闸，AST保护应动作，应迅速检查主、调速汽门是否关闭，否则应破坏真空紧急停机。 1、 汽缸保温良好，能保证在启、停及正常运行过程中上、下缸不产生过大的温差； 2、 首次启动过程中，应适当延长暖机时间，以缩小温差，并避免潮湿的保温造成汽缸表面受热不均而变形； 3、 气轮机的检测仪表如转速表、大轴晃度表、振动表、汽缸金属温度表、轴向位移表、差胀表等必须齐全、完好、准确、可靠； 4、 冲转前，必须符合下列条件，否则禁止启动： （1） 大轴晃度值不超过原始值0.03mm，转子偏心小于0.0762mm； （2） 主蒸汽温度应至少高于汽缸最高金属温度56℃； （3） 转子进行充分的连续盘车，一般不少于4h； 5、启、停及带负荷过程中，气轮机各监视仪表都应投入，严格监视汽缸温差、 备注 气轮机大轴弯曲 设备事故 序号 1.7.1 作业活动 机组整套启动 危险点/危险源 气轮机大轴弯曲 危害后果 设备事故 控制措施 备注 胀差和轴向位移的变化。应有专人检测振动，轴向振动值达到125um报警， 254um停机，严禁在临界转速下停留； 6、疏水系统应保证畅通。机组负荷在20％额定负荷以下，应开启再热调节阀后所有疏水，在10％额定负荷以下时，开启再热调节阀前所有疏水； 7、热态启动时，严格按规程升温升压，轴封供汽温度应与汽缸金属温度匹配，轴封管道经充分疏水后方可送气，并应先送轴封，后抽真空； 8、机组在启停或变工况运行时，应按规定曲线和技术指标控制参数变化，特别时应控制气温避免大幅波动； 9、高、低压加热器及除氧气的水位控制正常，水位高报警及联锁保护完好，抽汽逆止门应动作正常，关闭严密，严防向汽缸返冷水、冷气； 10、检查各级旁路喷水减温装置，防止阀门不严减温水进入蒸汽管道； 11、凝汽器水位不能过高，防止满水进入汽缸； 12、停机后转子惰走阶段，真空未到零以前，不允许停止轴封供汽，防止冷气进入汽缸； 13、停机后转子惰走时间比正常明显缩短时，应查明原因并采取相应处理措施； 14、停机后立即投入盘车，定期记录盘车电流、缸温、大轴晃度等参数，发现异常情况应及时处理。 1、 气轮机的检测仪表必须齐全、完好、准确、可靠； 2、 首次启动过程中，应适当延长暖机时间，以利于汽缸金属温度均匀膨胀； 3、 大轴晃度值不超过原始值0.03mm，转子偏心小于0.0762mm； 4、 其记得轴向位移、差胀、排气温度应在规定范围内； 5、 暖机转速应避开轴系各临界转速，以避免机组出现过大的振动； 6、 气轮机疏水系统应完善，各加热器及除氧器水位控制正常，防止叶片发生水冲击损坏； 7、 当加热器切除或新蒸汽参数降低时，应减负荷限制流量，以保证叶片应力不 气轮机断叶片 设备事故 序号 1.7.1 作业活动 机组整套启动 危险点/危险源 气轮机断叶片 危害后果 设备事故 控制措施 备注 8、 减少机组低负荷运行时间，以改善末级叶片汽蚀和振动的条件； 9、 超速试验和甩负荷试验时，应有专人监视机组振动和转速； 10、 在升速过程中和定速时，机组各轴承的振动和轴的相对振动在允许范围内，超标时应查明原因，及时处理； 1、 严格按试验方案进行，，做好安全隔离区，悬挂警告表示牌； 2、 严格执行试验标准； 3、 试验人员不得少于4人，并有专人监视试验区域； 4、 每次耐压试验完毕后，放电时间不得少于10min，才允许更换接线。 1、 严格按试验方案进行，做好安全隔离区，悬挂警告表示牌； 2、 严格执行试验标准； 3、 确认断开试验电源后才允许更换接线。 穿转子前必须对氢内冷转子进行转子通风试验，确认合格后方可穿转子。 1、 额定氢压下进行气密试验； 2、 测温元件可靠投入 1、启动过程中整定好差压阀、平衡阀，保证动作灵活、可靠； 2、每班定期检查 1、 投入漏氢装置，控制漏氢量在一定限度内； 2、 距发电机周围10米范围内划定严禁烟火区域，并有警告表示牌； 3、 定期对氢冷系统进行现场检测； 4、 严把氢气区域动火工作票审批关 5、 密封油压能稳定地保证氢压高于84～105kpa； 6、 气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。 1.7.2 同步发电机的调试 定子绕组直流耐压试验 人身伤害、过压损坏设备 定子绕组交流耐压试验 转子通风堵塞 定子绕组水路堵塞、漏水 氢冷发电机密封轴瓦向机内漏油 漏氢 人身伤害、过压损坏设备 超温烧坏转子 绝缘下降，引起端部绕组短路故障 造成绝缘下降、氢气温度升高 氢气爆炸 序号 1.7.2 作业活动 同步发电机的调试 危险点/危险源 三相短路特性试验过流 危害后果 人身伤害 设备损坏 控制措施 1、 严格按调试方案进行； 2、 试验用短路铝排的截面积应能承受短时（10min左右）通过大电流，并在试验时派人就近监视； 3、 发电机－变压器组的保护全部接到信号位置； 4、 检查发电机全部冷却系统均已投入运行； 5、 实验完毕后，挂好接地线，才允许拆除短路排； 6、 禁止TA二次回路开路。 1、 严格按调试方案进行； 2、 检查发电机、主变压器、厂用工作变压器本体及高压一次回路的情况，检查所有带电处是否均有安全表示牌，并已上锁，并专人试验区域监视； 3、 将发电机－变压器组的保护全部投入，主变重瓦斯保护投跳闸位置； 4、 整个实验过程中，监视人员应密切注视盘上仪表的变化，若有紧急情况，应立即报告，立即灭磁； 5、 禁止TA二次回路开路。 1、 在电源回路接入隔离变压器，防止转子接地短路； 2、 实验过程中严禁合上灭磁开关； 3、 在转子回路上工作要防止衣物卷入旋转部分。 1、168试运期间运行工况的发电机，其低励限制∏的定置应在制造厂给定的容许值和保持发电机静态稳定的范围内； 2、自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内； 3、严禁发电机在手动励磁调节下长期运行； 4、在手动励磁运行期间，调节发电机有功负荷时，必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。 备注 发－变组空载试验 人身伤害 设备损坏 测量转子交流电阻 励磁系统故障 人身伤害 发电机损坏 序号 1.7.3 作业活动 主变压器的调试 危险点/危险源 变压器故障 危害后果 高空坠落 设备损坏 控制措施 1、 认真执行变压器交接实验规程，进行泄漏电流、tgδ值测量试验，接线过程中应防止发生高空坠落； 2、 对110KV以上电压等级变压器投产前应作绕组变形试验； 3、 220KV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器的新安装时必须进行现场局部放电试验； 4、 投产前应取油样做色谱试验； 5、 变压器冲击试验时，变压器现场必须有人在现场监护。 1、 认真执行变压器交接实验规程； 2、 加强设备管理，避免母线或进线电缆发生故障短路； 3、 加强运行管理，提高倒闸操作水平及事故处理能力； 4、 在厂用电备用电源开关的手动合闸回路中串接同期开关的辅助接点； 1、 认真执行变压器交接实验规程； 2、 尽快限制事故发展，消除事故根源，并及时解除对人身、设备的危害； 3、 SF6气体泄漏时，人员到断路器处检查应采取防止中毒的措施，否则，不得接近断路器5米以内，并站在上风区。 4、 6KV小车开关应灵活可靠，开关卡涩不得盲目推进。 严格执行二票三制 备注 1.7.4 厂用变压器调试 变压器及附件故障 设备损坏 1.7.5 高压断路器的调试 （1） 开关失灵 系统故障， （2） 非全相运扩大事故 行 （3） SF6气体泄漏 带电合接地刀闸 系统故障 1.7.6 隔离开关调试

2007．09．22