汽轮发电机机组反事故措施

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1、汽轮发电机机组反事故措施10.1 汽轮机油系统防火10.1.1 油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油及时联系检修消除，严禁漏油渗漏至下部蒸汽管、阀保温层。10.1.2 检修时如发现保温材料内有渗油时，应及时联系检修消除漏油点10.1.3 事故排油阀操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌10.1.4 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。10.1.5 机组运行中油系统着火的应急措施10.1.5.1 机组运行中油系统失火应使用干式灭火器，1211 灭火器，当火势不能很快扑灭，威胁设备安全时，应破坏真空紧急

2、停机。10.1.5.2 火势威胁主油箱或油系统时，破坏真空紧急停机，保证机组机组静止前润滑油不中断，之后迅速开启油箱事故放油门。10.1.5.3 油系统着火威胁到发电机氢气系统时，在破坏真空紧急停机的同时，发电机进行事故排氢。10.1.5.4 油区的各项设施应符合防火、防爆的要求，防火制度要健全，严禁吸烟，严禁火种带进油区，严格执行动火制度10.2 防止氢气系统爆炸着火10.2.1 对氢气系统的操作应连续进行，且控制一定的速度。严禁用铁器敲打来开启氢气系统的管道和阀门。操作现场不准离人10.2.2 运行中的发电机附近严禁放置易燃易爆物品并且禁止在充氢管道上搭接电焊机地线10.2.3 发电机运行

3、中应检查排烟风机可靠运行，并且定期从排烟机出口和主油箱取样，监视其中含氢量是否超过规定值（2%），如超过时应查明原因，并消除10.2.4 不允许穿容易产生静电火花的衣服及带铁钉的鞋对氢气系统操作和巡视检查10.2.5 气体置换、补氢及正常运行时，必须进行死角的排放10.2.6 在氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地点所测量空气含氢量应在允许范围内，并经批准后才能进行明火作业10.2.7 现场应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和实验10.2.8 密封油系统平衡阀、差压阀必须保证动作灵活、可靠10.2.9 空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动实验10.2.10 每月至少校

4、验一次便携式和固定式氢气检测仪10.3 防止汽轮机超速和轴系断裂事故10.3.1 防止超速10.3.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。10.3.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，严禁机组启动和运行。运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时，应停机消除。10.3.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，应定期校验，显示不正确或失效时，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。10.3.1.4 严格按规定检验透平油及抗燃油的有关指标，保持油质合格，否则及

5、时过滤，必要时更换新油，在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。10.3.1.5 机组大修后以及调节保安系统解体检修后，必须进行汽轮机调节系统的静止试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。10.3.1.6 正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。10.3.1.7 在任何情况下绝不可强行挂闸。10.3.1.8 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。10.3.1.9 定期进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试，抽汽逆止

6、门关闭时间测试。10.3.1.10 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。10.3.1.11 运行人员必须熟知 DEH 的控制逻辑、功能及运行操作，参与 DEH 系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。10.3.1.12 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、泄漏和系统稳定。10.3.1.13 定期进行 OPC103%超速保护，DEH110%超速保护，TSI110%超速保护和机械超速保护试验，机组大修前或机组状态不明时，严禁做超速试验。10.3.1.14 每次机组开机并网前

7、试验打闸遮断装置，保证可靠动作，打闸时应检查高压主汽门与中压联合汽门关闭的同步性，防止再热蒸汽倒流引起超速。10.3.2 防止轴系断裂10.3.2.1 机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，振动超限跳机保护应投入运行。10.3.2.2 严格按超速试验规定的要求，机组冷态启动带 15%额定负荷，运行 34h 后立即进行超速试验。10.3.2.3 防止发电机非同期并网。10.4 防止汽轮机大轴弯曲10.4.1 运行人员应熟悉掌握的设备参数和资料。10.4.1.1 转子安装的原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。10.4.1.2 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动

8、值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。10.4.1.3 机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速。10.4.1.4 正常情况下盘车电流和电流摆动值。以及相应的油温和顶轴油压。10.4.1.5 正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的启动时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。10.4.1.6 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。10.4.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。10.4.1.8 机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线。10.4.2 记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下

9、次热态启动或汽缸金属温度低于 150为止。10.4.3 系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施10.4.4 汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。10.4.4.1 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。10.4.4.2 机组启动前试验轴向位移保护、胀差保护、振动保护、低油压保护、瓦温保护、水位保护等动作正常。10.4.4.3 机组启动前应检查 大轴绕度、上下缸温差、润滑油压、油温，阀壳温度，胀差、缸温、真空、蒸汽参数等确认合格后方可启动。10.4.4.4 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的0.03mm。1

10、0.4.4.5 高压外缸上、下缸温差不超过 50，高压内缸上、下缸不超过 35。10.4.4.6 主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度 50，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于 50。10.4.5 机组启、停过程操作注意事项10.4.5.1 机组启动前连续盘车时间不得少于 24h，热态启动不少于 4h。若盘车中断应重新记时。10.4.5.2 汽轮机启动时应充分疏水并监视振动、胀差、膨胀、轴向位移、10.4.5.3 汽缸滑销系统等正常，避免动静碰磨引起大轴弯曲。10.4.5.4 机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于

11、 4h 才能再次启动，严禁盲目启动。10.4.5.5 停机前，分别做交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵启动试验，并检查盘车装置空转正常。10.4.5.6 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲正常后，再手动盘车 180 度，停机后因盘车故障暂停盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车 180 度，待盘车正常后及时投入连续盘车。10.4.5.7 机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采

12、取措施及时处理。机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。10.4.5.8 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。10.4.5.9 停机过程及停机后特别注意防止锅炉低温蒸汽、主汽、再热蒸汽减温水、高低压旁路减温水、轴封减温水倒流入汽轮机内。10.4.5.10 确保凝结水泵的运行和水位信号正常，停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。10.4.5.11

13、 停机后加强监视缸体、主、调门阀体及主再汽管道、抽汽管道、门杆漏汽管道上的疏水，确保疏水门全开，疏水畅通，防止疏水管内的水倒回汽缸。10.4.5.12 启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。10.4.5.13 保证减温水阀门的严密性，应仔细检查高、低旁减温水系统阀门，发现缺陷及时处理，防止减温水返回汽机。10.4.5.14 汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。10.4.6 发生下列情况之一，应立即打闸停机。10.4.6.1 机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过 0.03mm。10.4.6.2 机

14、组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过 0.10mm 或相对轴振动值超过0.250mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。10.4.6.3 机组运行中要求轴承振动不超过 0.03mm 或相对轴振不超过 0.080mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于 0.250mm 应立即打闸停机；当轴承振动变化0.015mm 或相对轴振动变化0.05mm 时，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加 0.05mm，应立即打闸停机。10.4.6.4 高压外缸上、下缸温差超过 50，高压内缸上、下缸温差超过 35。10.4.6.5 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在 10 分钟内突然下降 50

15、。10.4.7 疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。10.4.8 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠。10.4.9 各段抽汽逆止门进行定期试验，以防止冷汽、冷水从抽汽系统返回汽缸10.5 防止汽轮机轴瓦损坏10.5.1 定期进行试验汽轮机的交流润滑油泵及直流油泵，保证处于良好的备用状态。停机前应进行交流润滑油泵、直流油泵启动试验。10.5.2 油系统进行切换操作时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换过程中断油。10.5.3 机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦

16、钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，果断停机处理。10.5.4 在机组启停过程中应监视顶轴油泵联锁启停正常。10.5.5 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须装设安全、指示正确，并定期进行校验。10.5.6 油系统油质应定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。10.5.7 应避免机组在振动不合格的情况下运行。10.5.8 润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。当润滑油压降至 0.08MPa时报警，降至 0.07MPa 时联动交流润滑油泵，降至 0.06MPa 时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至 0.03MPa 时停盘车。10.5

17、.9 油系统主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。10.5.10 运行中严格监视油箱油位，防止油位计卡涩、指示出现不准，现场备有一定数量的紧急情况下的补充油。10.6 防止汽轮机通流部分损坏事故措施10.6.1 保证疏水管道畅通，主汽门、调门、抽汽逆止门活动自如，不卡涩，又能关闭严密，防止汽轮机发生水冲击而断叶片。10.6.2 运行中严格控制蒸汽参数，防止低参数、高负荷运行叶片过负荷而端裂。10.6.3 禁止机组超负荷运行。10.6.4 监视各监视段压力变化情况，发现异常，及时处理。10.6.5 机组运行中，避免超温超压运行，主汽温、压力达到停机值立即停机。10.6.6 汽轮机在冲转和变负荷过程中

18、，应严密监视汽轮机胀差、轴向位移、凝汽器真空、低压缸排汽温度、汽缸上下温差和汽轮机进汽参数等变化情况，发现异常，采取相应措施予以处理。10.6.7 汽、水品质要求合格。10.6.8 机组起、停、运行中，若发现汽机内部有异常声音或汽轮机发生强烈振动，应及时处理。10.6.9 严密监视机组轴系振动变化情况，发现异常，及时处理10.7 防止循环水中断事故措施10.7.1 加强对运行泵振动、声音、推力瓦温度、导瓦温度和电机线圈温度等参数的监视。10.7.2 运行中的循环水泵应防止失水及积空气。循环水泵停止时出口蝶阀应同时关闭，以防发生倒转。10.7.3 应确保循环水泵出口液控蝶阀开关灵活，关闭严密。1

19、0.7.4 循环水泵的联锁应正常。10.7.5 应加强对滤网的清洗。10.7.6 保证循环水泵润滑水的可靠，经常检查备用润滑水水源是否可靠。10.8 防止压力容器爆破事故10.8.1 在任何工况下压力容器不超压、超温运行。10.8.2 压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。10.8.3 运行中的压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态。自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经总经理助理（生产）批准，保护装置退出后，实行远程操作并加强监视，且应限期恢复。10.9 防止锅炉炉膛爆炸事故措施：10.9.1 加强对煤质的监督管理，煤质分析报告要

20、及时准确，使值长、机组长能及时了解煤质变化情况，作好燃烧调整，防止发生锅炉灭火。10.9.2 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，应进行燃烧调整试验，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、燃烧器旋流强度及不投油最低稳燃负荷等10.9.3 当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料(含煤、油、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。10.9.4 加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，严禁随意退出火焰探头或联锁装置，防止发生火焰探头烧毁、污

21、染失灵、炉膛负压测量管堵塞问题，因设备缺陷需要退出保护装置时，应经过总经理助理（生产）批准。并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。10.9.5 加强设备管理，避免炉膛严重漏风、给粉机下粉不均匀和煤粉自流、一次风管不畅、送风不正常脉动、制粉系统堵煤、断煤、堵粉、热控设备失灵等问题。10.9.6 严格执行受热面定期吹灰工作，防止严重结焦。10.9.7 加强炉前燃油系统的维护，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断并要定期试验，确保动作正常、关闭严密。正常运行中保持炉前油压4MPa，需要停炉检修时，应将炉前各个油站进油手动门关闭。10.10 防止

22、锅炉尾部再次燃烧事故10.10.1 锅炉点火时保证油枪雾化良好10.10.1.1 油枪投运后要检查其雾化情况，对雾化不良的油枪应及时解列。10.10.1.2 油枪点火不成功要检查燃油速断阀严密关闭，禁止大量未燃油喷入炉膛。10.10.1.3 点火结束后，应检查各二次风门在油枪点火位置。位置不正确时要设法处理。10.10.2 空气预热器蒸汽吹灰系统正常投运，吹灰压力和温度在规定值范围内。当机组负荷在 330MW 以下或长时间煤油混烧时，空气预热器应采用连续蒸汽吹灰。10.10.3 空气预热器着火时应立即关闭其出入口风烟挡板，投入消防系统进行灭火。在灭火过程中空气预热器应尽量保持运行。10.10.

23、4 定期对空气预热器在停机状态下进行水冲洗，保持受热面清洁。10.10.5 定期检查空气预热器风烟挡板，确保开关灵活且关闭严密。10.10.6 正常运行中当排烟温度不正常升高时，要检查省煤器和空气预热器处烟气温度的变化，当空气预热器出口烟气温度超过 250时应立即停炉。10.11 防止锅炉承压部件爆漏事故10.11.1 防止锅炉超温超压10.11.1.1 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按本规程试验部分执行。10.11.1.2 严防锅炉缺水和超温运行，每班做到汽包云母水位计、电接点水位计、保护用水位变送计三对照，并经常检查过热器、再热器管壁温度测点，以便监视各个受热面管间的温度偏差，防止超温

24、爆管。避免锅炉在缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足、安全阀解列的状况下运行。10.11.1.3 经常锅炉各部位蒸汽吹灰，保持受热面清洁，避免受热面大面积结焦或结渣。10.11.1.4 机组启动过程中，要控制炉膛出口烟温小于 580，烟温探针可靠投入，机组并网后确认炉膛出口烟温大于 580时烟温探针退出运行。严格控制升温、升压速度，特别是在锅炉启动初期，暖炉时间要适当控制，加强对受热面各部壁温的监视，当壁温超限时，立即降低锅炉燃烧。10.11.1.5 发现受热面有泄漏时，应申请停炉，以避免扩大事故。10.11.1.6 建立锅炉超温超压台帐，并详细记录锅炉超温超压的原因。10.11.1.7

25、发现受热面超温超压要尽快采取措施，如采取措施无效时应立即停炉。10.11.2 防止受热面大面积腐蚀。10.11.2.1 严格化学监督工作，品质不合格的给水严禁进入锅炉、蒸汽品质不合格严禁冲转，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。当发现水质超标时要及时加大排污。10.11.2.2 凝结水精处理设备严禁退出运行。因凝汽器泄漏导致凝结水质超标时要及时查找、堵漏。10.11.2.3 锅炉停运后进行保养，防止炉管停用腐蚀。10.11.2.4 加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。10.11.3 防止炉外管道爆破。10.11.3.1 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现

26、象应分析原因，及时采取措施。当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。10.11.3.2 对运行 100kh 的主蒸汽管道、再热蒸汽管道支吊架要进行全面检查和调整。10.11.3.3 点火及升压过程中记录、检查炉本体、汽包和管道膨胀的膨胀情况。10.11.4 防止锅炉四管泄漏10.11.4.1 运行中定期检查锅炉漏泄监测装置，当过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及时停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。10.11.4.2 加强蒸汽吹灰设备系统的管理，运行中遇有吹灰器卡涩、进汽门关闭不严等问题，应及时将吹灰器退出并关闭手动进汽门，避免受热面被

27、吹损，并通知维护人员处理。10.11.4.3 认真调整好锅炉燃烧，尽量避免偏差过大造成局部超温超压现象，避免出现烟气走廊飞灰冲刷，避免高温腐蚀。10.12 防止电缆火灾事故10.12.1 电缆火灾的防止：10.12.1.1 电缆有无受临近高温设备烘烤，而引起电缆绝缘部分老化、损坏的现象，有无承压高温设备突然破裂后将介质喷射到电缆的可能。10.12.1.2 电缆排上有无严重积粉现象，对于易积粉的地方有无积粉自燃的现象。10.12.1.3 电缆沟道内积油或渗油，防止充电电气设备的油流入电缆隧道内，在设备起火时引燃电缆。10.12.1.4 电缆沟盖板是否严密，防止因电缆沟盖板不严，电焊渣火花等火种误

28、入电缆沟而引起电缆着火。10.12.1.5 电缆沟道内有无漏水、积水和电缆漫水现象，防止长期水浸泡电缆而造成电缆绝缘降低而发生爆炸，造成火灾。10.12.1.6 检查电缆有无发热、鼓胀现象，特别是对高压电缆和电缆接头应加强检查。10.12.1.7 严格控制在电缆附近、沟道内的动火作业。10.12.1.8 电缆上无重物积压而造成绝缘损伤的现象。10.12.2 电缆防火阻燃情况的检查：10.12.2.1 通往主控室电缆夹层的孔洞盘柜的电缆孔，都应进行密实可靠的封堵处理。无采取木版之类易燃材料作为封堵材料和承托的现象。10.12.2.2 易受外部着火影响的电缆区段，加装的罩盖，封闭式槽盒以及其它的挡

29、火措施齐全。10.12.2.3 对防火墙附近的电缆涂着的防火材料良好，无漏洞和脱落的现象。10.12.3 灭火装置的检查：10.12.3.1 定期全面检查消防装置的良好备用及运行状态，一旦发生火情，能迅速启动。10.12.3.2 对于固定的自动灭火装置，必须保持齐全、完整，损坏的装置应及时更换。10.13 防止电气误操作事故10.13.1 防止电气误操作事故，首先必须从各级管理人员着手抓起，保证各级管理、指挥人员的正确指挥与合理协调，杜绝违章指挥。10.13.2 当接令人对操作任务发生疑问时，发令人应予以解答，使操作人员心中有数。10.13.3 加强安全管理，提高安全意识 10.13.4 在操

30、作过程中，应严格执行电力安全工作规程的有关规定和“两票”制度。10.13.4.1 应填写操作票的工作必须填写操作票，认真进行危险点分析，实行操作监护制度，操作票的执行过程要规范、合理。杜绝无票操作。10.13.4.2 在操作过程中，必须实行唱票、复诵、三秒思考后方可操作。10.13.4.3 在操作中发生疑问时，禁止操作人员私自改动操作票的内容或倒项、跳项、漏项、添项后进行操作，如必须进行上述变动时，应由值班负责人批准方可进行。10.13.4.4 对于重大的操作，专业管理人员应现场监督操作执行情况并对操作的技术问题严格把关，对违反操作原则和不合理的操作应立即予以制止。10.13.4.5 对电气倒

31、闸操作实行动态管理，过程控制，及时发现问题，及时纠正。10.13.5 对安全用具应规范管理，合理使用。10.13.5.1 专人保管，定期存放，经常保持良好状态。10.13.5.2 根据安全用具的有关规定，及时定期送交有关部门进行试验，合格后方可继续使用，不合格的安全用具禁止使用。10.13.5.3 有可能时在使用前进行必要的检查和试验，以确认其良好，谨防因安全用具损坏而误导操作人员出现误判断误操作。10.13.5.4 使用完后的安全用具，要及时交专责人收管，禁止乱扔乱放。10.13.5.5 安全用具只能供操作专用，禁止当作其它的工具使用。10.13.6 加强对接地线（接地刀）的管理10.13.

32、6.16KV 带接地刀的开关送电前应先检查接地刀三相断开。10.13.6.2 合开关接地刀前应在开关的负荷侧验电。10.13.6.3 临时接地线拆装应按正确的顺序操作：装设接地线应先装接地端，后装导体端；拆接地线的顺序与此相反。10.13.6.4 进行接地线（接地刀）操作后，应在接地线登记本中详细记录接地线的位置和编号。接地线（接地刀）拆除前应查阅接地线登记本，查找到相应的接地线（接地刀）记录后方可拆除地线（接地刀），若查找不到必须查明原因并确认具备拆除条件后方可拆除地线（接地刀），操作完要记录拆除时间。10.13.7 采取技术防误措施：10.13.7.1 防误闭锁装置必须经常良好的投入工作，

33、在正常运行中如需退出工作或进行检修时，必须履行有关的手续，任何人不得私自退出防误闭锁装置。10.13.7.2 防误闭锁装置的紧急解锁工具、钥匙应严格管理，不得随意外借。必须借用时，应经值长批准。10.13.7.3 在操作中，如确因防误闭锁装置出现问题，应查明原因，需要认为解锁时，必须经总经理助理（生产）同意后方可解除闭锁，禁止操作人员私自解除防误闭锁进行操作。10.13.7.4 对于有问题的防误闭锁装置，应及时通知检修进行检查处理。10.14 防止发电机损坏事故10.14.1 日常管理10.14.1.1 加强对汽轮发电机的管理工作。尤其是氢系统、冷却水系统和密封油系统的运行调整，监视发电机铁芯

34、和绕组温度。10.14.1.2 发电机保护装置应正常投运，按规定定期试验。10.14.2 运行方面10.14.2.1 防止发电机的定子和转子绝缘损坏事故a)发电机的额定氢压为 0.5MPa，在额定氢压下运行时的漏氢量不得大于 12m3/day。b)发电机正常运行期间的氢气纯度必须95%，含氧量1%。若氢气纯度95%时，必须补排氢使氢气纯度95%；当氢侧密封油泵停用时，应注意氢气纯度在 90%以上。c)严格控制发电机壳内的氢气湿度，把氢气的含水量降至最小。额定压力下绝对湿度应 2 g/m3，防止氢气湿度过大而导致发电机绝缘水平的下降。d)当氢压下降时，执行本规程发电机出力规定。e)合理调整密封瓦

35、的密封油压，防止因密封油压力不合理造成氢气外泄和密封油向机壳内大量泄漏，从而引起发电机的绝缘老化。f)合理控制内冷水的温度和压力、氢气进风温度，防止因内冷水温度过低而使定子线圈温度下降，在发电机壳内结露，当长期运行时，会造成发电机的绝缘水平降低，严重时会腐蚀发电机的绝缘。g)确保内冷水水质合格，当内冷水电导率1.5s/cm 时应采取更换冷却水等措施，降低电导率至正常。h)应及时排放发电机壳底部的液体，监测发电机内部的积水情况，并根据积水情况分析发电机的绝缘情况。10.14.2.2 禁止发电机的无励磁运行。10.14.2.3 发电机在高功率因数运行时，自动励磁调节器必须投自动运行，如果励磁调节在

36、手动方式，则必须控制功率因数一般应在滞相的 0.95 以内运行。防止发电机的失步。10.14.2.4 在自动励磁调节器未投自动的情况下，禁止进相运行，并且在进相运行中，低励限制保护必须可靠投入。10.14.2.5 进相运行时应加强对发电机本体和运行参数的监视，发电机铁芯温度超温。10.14.2.6 防止发电机的非全相运行和不对称运行。严格控制发电机的负序电流，防止长时间因负序电流过大而烧坏发电机转子。10.15 防止发电机非同期并列10.15.1 并网操作时，严格执行并网操作票，发现同期回路有问题时，应立即操作，并退出装置运行10.15.2 机组并网之前，若发现主开关控制回路有故障，或者直流

37、110V 接地时，应立即断开主开关控制电源，退出励磁，进行检查10.15.3 机组长时间不能并网时，应断开发电机出口刀闸。做假同期试验时，应加强检查、联系，确认出口刀闸在断开位10.16 防止大型变压器损坏事故10.16.1 防止变压器绝缘损坏事故10.16.1.1 运行中的变压器应检查和部位渗油现象，变压器本体无积水，以防止水分和空气进入变压器引起变压器绝缘损坏。10.16.1.2 变压器的呼吸器的油封应保持一定油位并保持畅通，干燥剂保持干燥，保证吸湿效果良好10.16.1.3 定期检查保证变压器的防爆膜、安全释压阀完好，防止与空气直接连通，造成变压器的油中水份含量增大，使油的绝缘性能变坏。

38、10.16.1.4 在给变压器补油时，应注意储油柜中的油质合格，防止补油而引起油质恶化，并且禁止由变压器的底部给油箱补油，防止空气和油箱底部杂质进入变压器身中，特别是防止金属杂质进入变压器内部。10.16.1.5 当轻瓦斯保护动作后发出讯号时，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除。10.16.1.6 运行中的变压器轻瓦斯保护，应当可靠地投入，不允许将无保护的变压器投入运行，如工作需要将保护短时停用，则应有措施，事后应立即恢复10.16.1.7 要对变压器绕组温度、上层油温进行重点监视，当接近报警温度时，要及时对负荷、冷却器及环境温度等进行对比性综合分析，并进

39、行有效控制，争取做到及时发现变压器内部的潜在故障10.16.1.8 对油流指示器指示位置要仔细检查，一旦发现潜油泵停运要及时开启，否则油温会很快升高威胁变压器安全运行10.16.1.9 经常检查变压器的避雷器动作记录器，并做好动作次数记录，发现避雷器动作后，应设法停运变压器并进行检查10.16.1.10 对变压器本体油样孔螺栓要重点检查，防止检修人员取样后未紧固造成漏油10.16.1.11 变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生游离、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。10.16.1.12 防止变压器的线圈温度过高，绝缘恶化和烧坏。合理控制运行中的顶层油温温升。特

40、别是对强迫油循环冷却的变压器，当上层油温温升上升超过允许值时应迅速控制负荷，油温温升保持在规定范围内，否则变压器降负荷运行。在变压器过负荷运行期间，也必须严密监视其油温温升在规定值以内，并尽量压缩负荷，减少过负荷运行的时间，防止长期高温运行引起绝缘的加速老化。10.16.2 防止变压器损坏事故10.16.2.1 定期对变压器引线接头进行测温，防止接触不良造成过热。10.16.2.2 定期对变压器冷却风扇进行检查，定期对变压器的绝缘油的色谱分析和化学监督，保证变压器的油质良好。10.16.2.3 经常检查变压器的中性点接地情况，防止变压器过电压击穿事故的发生。10.16.2.4 经常检查变压器的

41、套管清干净、无裂纹，防止变压器的套管闪络。10.16.2.5 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时间停用时，应有相应的措施，事后立即恢复。10.16.2.6 发生过出口或近区短路的变压器，必须在进行必要的电气试验和检查，以判明变压器中各部件无变形和损坏。10.16.2.7 加强对充油套管油位的检查，如发现充油套管中缺油时，应查找原因并进行补油，对有渗漏油的套管应及时处理。10.16.2.8 加强变压器的防火工作，完善变压器的消防设施。10.17 防止开关爆炸损坏事故10.17.1 操作前应检查开关及所带设备的地刀、接地线是否全部拆除，防误装置是否正

42、常10.17.2 设备或开关在检查和检修后，送电之前要对开关、电缆及设备进行摇绝缘正常方可送电10.17.3 开关操作前要检进控制回路、辅助回路、控制电源或液压回路均正常，储能机构已储能，具备运行条件10.17.4 经常注意监视开关灭弧室灭弧介质的运行状况，如油位、油压、气压等，发现开关的灭弧介质渗漏时应及时通知检修处理，严禁在开关严重缺乏灭弧介质的情况下运行。在发现开关漏油、漏气且不能维持正常运行时，应立即通知检修进行加装机械锁，防止开关分闸。对于一些允许的开关控制回路，必要时可断开开关的控制电源，固定开关状态。10.17.5 定期检查套管，支持瓷瓶及绝缘子的污秽程度，防止因绝缘瓷瓶脏污而导

43、致发生闪络。10.17.6 在开关检修后的投运前，应做开关的合、跳闸试验正常。10.17.7 对于各密封部位的密封应无老化、变形和损伤，如有漏气现象应及时处理。10.18 防止全厂停电事故10.18.1 严格执行操作票制度，防止人为误操作引起的厂用电系统事故发生10.18.2 对工作票所列的安全措施、接地线、绝缘隔板，应做好记录，并有明显的标记，防止恢复系统后安全措施未拆除引起系统故障10.18.3 定期检查厂用系统的备用电源完好。10.18.4 厂用母线装设的备用电源自动装置应正常投入，无故不得退出。对备用电源的自投情况应按规定，坚持定期试验，确保需要时能自动投入。10.18.5 加强直流系

44、统的维护，保证在厂用电系统交流中断时，蓄电池组能够承载机组最重要的厂用电负荷10.18.6 直流系统各级保险容量开关保护定值应有统一的整定方案，合理配置，保证在事故情况下不越级断开而中断保护操作电源和直流事故油泵。10.18.7 正常情况下必须保证最大限度的按正常运行方式运行。如需倒换运行方式时，必须做到可靠、合理。在工作结束后，应尽快恢复正常方式运行。10.18.8 厂用电系统发生故障，备用电源自投不成功时，应检查有关厂用设备无故障后方可向停电的厂用设备试送电，未经检查，禁止送电。10.18.9 厂用电系统发生故障时，应积极稳妥地尽快处理事故，对重要负荷要可能在减少失电时间，保证机组可靠运行

45、10.18.10 厂用电系统发生事故处理中，要防止系统非同期，扩大事故，使运行设备损坏。10.18.11 在事故情况下，直流系统带动力设备运行时，应严密监视直流母线电压，根据电压变化情况及时进行调整。10.18.12 柴油发电机必须经常处于良好的热备用状态，并定期进行联动试验。10.18.13 蓄电池应定期做好充放电工作，正常应工作在浮充电状态10.18.14 定期做好启备变的检查与维护工作，确保事故下，备用电源可靠投入10.19 防止厂电动机损坏事故10.19.1 电动机可以在额定电压变动-5%至+10%范围内运行10.19.2 电动机在额定出力运行时，相间电压不平衡不得超过 5%.10.1

46、9.3 电动机大小修后投运前应检查测量电动机绝缘合格。10.19.4 发现电动机进水、受潮现象时，应测得绝缘电阻合格后方可启动。10.19.5 电动机事故跳闸后，应测得绝缘电阻合格后方可启动10.19.6 电动机润滑系统、冷却系统投入正常，电动机所带机械部分完好，允许启动。10.19.7 严防电动机因断油、轴承内套松动，轴承磨损，大幅度振动而造成电动机转子扫膛。10.19.8 严防因机械在带动电动机转子反转的情况下启动电动机的运行。10.19.9 电动机启动时应监视启动电流，起动后的电动机电流不应超过额定值，转速和声音正常.10.19.10 正常情况下，电动机在冷态允许起动两次，起动间隔5 分

47、钟;热态允许起动一次;对于起动时间不超过 23 秒的电机，在事故处理时可以多起动一次.10.19.11 电动机正常运行时，检查电机振动、温度是否正常.10.19.12 防止电动机的非全相运行。10.19.13 尽量避免在厂用 6kV 母线电压降低的情况下进行启动。10.19.14 对带空气冷却器的电动机运行时，应注意空冷器不结露问题，防止因结露而导致电动机的绝缘水平下降而造成电动机烧损。10.19.15 运行中的电动机发生电动机冒烟、着火;电动机轴承或静子线圈温度急剧上升，并超过规定值应立即停运。10.20 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故10.20.1 防止分散控制系统失灵事故10.2

48、0.1.1 定期检查系统电源运行方式正常，备用电源可靠。10.20.1.2 当全部操作员站出现故障（黑屏或死机）时，若无可靠的后备操作监视手段，应停机、停炉。10.20.1.3 机组解列后立即派人检查厂用电切换正常，交流润滑油泵联启正常，各联锁保护动作正常，打跳汽泵、电泵停止汽包上水，打跳凝泵停止除氧器上水、凝汽器停止上水，防止各种容器、管道满水造成水冲击，注意维持轴封供汽，保证机组安全停运。10.20.1.4 操作员站恢复后及时检查各参数，迅速恢复机组运行。10.20.1.5 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）。10.20.

49、1.6 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，应及时通知检修人员处理。10.20.2 防止热工保护拒动事故10.20.2.1 定期检查系统电源运行方式正常，备用电源可靠。10.20.2.2 定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行工况，达到 MFT 动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）间隔不得超过 3 年。10.20.2.3 在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部逻辑纳入到系统的试验中。10.20.2.4 汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）每季度及每次机组检修后起动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。10.20.2.5 若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备)故障，必须经总经理助理（生产）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、轴向位移、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的，必须在24h 内恢复，否则应立即停机、停炉处理。