汽机化学专业落实25项反措情况总结
201*年度蒲山发电运行有限公司汽机化学专业落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》情况总结
一、防止火灾事故
1.2.2油系统法兰采用耐油石棉垫片，法兰加装铝壳保护罩壳，防止渗油喷溅。1.2.8事故排油门手轮未挂“禁止操作”牌，要求运行部落实。
1.2.9针对油管道是否能自由膨胀，有否振动摩擦壁厚减薄现象，利用检修机会，维修部立项进行了重点检查（重点9.0米管沟内调节系统管道）。
三、防止大容量锅炉承压部件爆漏事故
3.3.3运行部加强了化学技术管理与技术监督，确保了给水、蒸汽等介质品质合格。
3.3.4结合04年度省电力试验研究院技术监督检查及25项反措要求，按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（SD223-87），编写、落实锅炉停用保护措施。要求运行部落实。201*年度#2机组大修中采用化学添加“成膜胺”保护液的保护措施。平时锅炉停用保护措施主要采用方式：“热炉放水余热烘干法”。
3.4.4按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-91），对蒸汽、疏水管道材质、壁厚、焊缝等定期检查。检修部重点在大小修等检修机会进行落实。3.4.5按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616-1997），对管道支吊架等定期检查。检修部重点在大小修等检修机会进行落实。201*年度消除了高加疏水管道振动大、凝结水管道振动大、热段管道振动大问题。3.4.6对易引起汽水两相流的疏水、空气等管道定期检查，其管道、弯头、三通、阀门，运行100kh后，应结合检修情况全部更换。检修部重点在大小修等检修机会进行落实。两台机组高加疏水0米段及危急疏水地埋段已更换为不锈钢材质管道。
201*年12月18日00：08，＃1机高压自动主汽门联通管疏水弯头处泄漏（机零米）。反映出这方面工作仍存在管理不细不到位问题，检查落实不全面。为此我们对1＃机零米高压疏水管道和弯头进行金相检查。并要求今后建立健全热力系统管道及附件更换和光谱分析台帐、阀门内漏及治理台帐。另在今后的停机检修中扩大高温高压蒸汽管道的检查范围和金属监督力度。我公司也正在制定有关阀门管理规定，将对阀门采购、验收、检查、安装、操作等加强管理。
四、防止压力容器爆破事故
4.1.2各种压力容器安全阀应定期校验工作由维修部重点在大小修等检修机会落实。和排放试验由运行部落实。201*年度计划将全面进行一次安全阀在线校验。
4.1.3运行中压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表记、连锁、自动装置等）基本正常、完好。
4.3在役压力容器应结合设备、系统检修，按照《压力容器安全技术监察规程》和《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）的规定，全面实行定期检验制度。重点在大小修等检修机会落实。
4.3.2禁止在压力容器上开孔、焊接构件，若必须在压力容器上开孔、焊接构件或修理时，应校验强度、遵照制造厂工艺制定工艺措施，经锅炉监督工程师审定、厂总工程师批准后实施。（在检修中能严格遵照执行。）九、防止汽轮机超速和轴系断裂事故
9.1.2各种超速保护均可正常投入运行，超速保护能可靠动作。
9.1.3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不准确或失效，严禁机组起动，运行中的机组，必须停止运行。
超速保护和转速表是保障汽轮机安全运行必须的、重要的保护和监视表计，我公司正常可靠。
9.1.4透平油油质应合格。（检修部落实，加强了滤油工作，要求10天间隔至少应滤油1次。）和排放试验（要求运行部加强排水及油质化验监督）。9.1.6正常停机时，在打闸后，应先确认有功功率减到零，千瓦时表停转或逆转以后，后方可解列发电机。严禁带负荷解列。（运行部已严格遵照执行。）9.1.7机组正常启动、停机过程中，应严格按规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路系统；在甩负荷或事故状态下，旁路必须开启。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。（运行部已严格遵照执行。）
汽轮机旁路系统一般在机组起动过程中用以提升锅炉汽压、汽温和减少转子热应力，在正常停机过程中用以回收工质，在机组甩负荷过程中防止锅炉超压，但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。在机组起、停过程中和事故工况下，应按规程要求开启旁路系统，尤其是低压旁路必须开启。在机组热态起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂的规定值。机组运行中旁路系统应处于热备用状态，并投入连锁保护，确保事故状态下能正确动作。
9.1.9机械液压型调节系统的汽轮机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。（要求维修部落实改造方案，待方案及尽快实施。）
9.1.10抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、连锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。（运行部定期试验合格。）9.1.12要求汽门严密性实验合格。我中心两台机组中压调门均内漏。运行部已经对此制定、落实了防止汽轮机超速事故的措施。
9.1.12要求按规程进行危急保安器试验、门杆活动试验、抽汽逆止门活动试验等（运行部遵照执行。）汽门、抽汽逆止门等关闭时间未测定。（要求检修部落实测量工器具、方案后，在下次小修中实施。）
9.1.13危急保安器动作转速一般为额定转速的110％1％。（要求运行部整理历次超速试验危急保安器动作转速记录，备查。）
9.2.1机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监视保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。（运行部遵照执行。）
目前我公司#2机组#2瓦处轴振150μm左右偏大，经过对轮同心度调整，使振动降低到100μm左右，仍偏大，加强观察运行。
9.2.2运行10万小时以上的机组，3～5年对转子进行一次检查。运行时间超过15年、转子寿命超过设计使用寿命、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，当缩短检查周期。（在检修中遵照执行、落实。201*年度#2机已落实）9.2.3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。（在检修中遵照执行、落实。201*年度#2机已探伤。）9.2.7新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的三分之一。（检修部在检修中落实）
针对我中心两台机组蒸汽流量大问题，建议尽量避免超负荷运行，最大负荷控制在127MW以内或调节级后压力不超标。防止隔板变形。
9.3.1建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。（运行部整理反馈历次试验记录资料，备查。）
9.3.2建立机组事故档案，无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。（检修部整理反馈历次事故档案、资料，备查。）9.3.3建立转子技术档案。
9.3.3.1转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。9.3.3.2历次转子检查资料。9.3.3.3机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）
建立、健全机组和转子完整的技术档案，对于机组运行管理、生产试验、技术改造、缺陷处理以及事故原因分析等都具有非常重要作用。同时，对于防止机组发生重大设备损坏事故，也具有及其重要的指导意义。另外，要加强运行、检修管理，提高人员素质。制定严格的培训和考核制度，提高运行人员对事故的判断、果断处理和应变能力。
十、防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故10.1.1应具备和熟悉掌握的资料。
10.1.1.1转子安装原始最大弯曲值，最大弯曲点的轴向位置及高点在园周方向的位置。转子安装原始最大弯曲值有，最高点在圆周方向的相位记录缺。10.1.1.2大轴晃度表测点安装位置转子的原始晃动值及最高点在圆周方向的位置。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。最高点在圆周方向的相位记录缺。）10.1.1.3机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）
10.1.1.4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。（运行部整理反馈相关记录，备查。）
10.1.1.5正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）10.1.1.6停机后，机组状态正常情况下的汽缸主要金属温度的下降曲线。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）
10.1.1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。（检修部整理反馈相关记录资料，备查。见大修等记录）
10.1.1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并全部纳入运行规程。（运行部整理反馈相关记录资料，完善运行规程。备查。）
10.1.1.9记录机组起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，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）10.1.1.10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，经上级主管部门批准后再执行。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）
10.1.3.8停机后应认真监视凝汽器和除氧器水位，防止汽轮机进水。严格执行。10.1.3.9起动或低负荷运行时，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。严格执行。
10.1.3.10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。严格执行。
10.1.10高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。措施到位，并严格执行。
10.1.4.1机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm，应立即打闸停机。严格执行。
10.1.4.2机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。10.1.4.3机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm，轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015或相对轴振动变化±0.05，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。严格执行。
10.1.13严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。
10.2.9润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.07~0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06~0.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。（要求运行部调整联动压力值）。
扩展阅读：汽机反措集合
关于二号机一号轴承振动大的反措
二号机运行中，一号轴承振动偏大1Y/1X：180/80μm，经检查为汽机汽流激振引起，通过改变进汽方式：将CV4强关，CV3全开后，一号轴承振动降低至70/68μm，为保证机组的安全运行，特拟定以下反措：
1、机组正常运行中，应将CV4全关，CV3全开，单阀控制方式运行，若发现机组振动增大至180μm，应汇报值长、分场相关人员；
2、机组正常运行中，控制大机油温在40～43℃之间运行，
3、机组正常运行中，严密监视一号轴承振动及瓦温的变化，若发现异常及时汇报；
4、机组在升、降负荷时应缓慢，副操应注意监视一号轴承振动的变化，若发现振动增大过快，应及时停止升、降负荷，待振动稳定后方可缓慢升、降负荷；
5、机组熄火后，汽机降负荷时应严密监视机组轴振情况，若振动增大至250μm，应立即打闸停机；
6、机组启动冲转或跳机后恢复，应联系热工人员将CV4调门恢复至自动方式，方可允许冲转，在冲转过程中，应严密监视一号轴承振动及瓦温变化，若发现振动增大至250μm或瓦温升高至110℃应立即打闸停机；
7、机组冲转带负荷后，在手动开启调门时，应严密监视一号轴承振动或瓦温情况，若振动增大至200μm，应停止调门开启，联系热工缓慢将CV1、CV2、CV3全开，CV4缓慢关闭到零。
关于四号机五段抽汽管道泄漏的反措
201*年10月30日夜班，四号机五段抽汽压力从0.26MPa缓慢下降至0.056MPa，经检查后怀疑为：五段抽汽管道在凝结器内膨胀节处泄漏，造成五段抽汽压力偏低，为保证机组安全运行，特拟定以下反措：
1、机组正常运行中，五号低加汽侧停止运行，保持电动门前疏水常开；
2、机组正常运行中，每一小时对汽轮机低压缸、凝结器喉部听音，检查五段抽汽管道一次，发现异常，及时汇报分场、厂部；
3、机组正常运行中，严密监视机组振动、瓦温的变化，特别是三、四号轴承振动的变化，若发现轴承振动突然升高至250μm，应立即打闸，按紧急停机处理；
4、机组正常运行中，应注意凝结器水位的变化，防止蒸汽吹漏铜管，若水位升高较快，应立即打闸停机；5、机组正常运行中，应加强凝结水水质的化验，一旦发现凝结水有硬度，应立即汇报分场、厂部，做好机组停运的准备；
于防止辅助蒸汽管道振动的反措
由于我厂辅助蒸汽管道长，疏水点过少，在辅助联箱用汽突然增大或投运时，容易引起管道振动，为了防止辅助蒸汽管道发生振动，特拟以下反措：
1、机组正常运行中，应必须稍开以下疏水门：中压辅助联箱疏水至管扩疏水、高辅助联箱至中压辅助联箱手动门后至管扩疏水、高、中辅各联络门前、后疏水，其余管道疏水可关闭，若因特殊情况需关闭疏水或开启其它疏水，副操应做好记录；
2、疏水应开启至管扩疏水，关闭至无压疏水，若疏水带有疏水器，应稍开疏水器前手动门，全开疏水器后手动门，并稍开疏水器旁路手动门，防止由于疏水器堵塞，造成疏水不畅；
3、机组正常中，每日中班定期检查各机组高、中压辅助联箱疏水是否开启，疏水是否有温度，副操必须做好检查记录；
4、检查时，若发现联络门、管道无温度，疏水不畅，应及时进行疏水，疏水时稍开其疏水门即可，不能开得过大，防止由于疏水过快，引起管道剧烈振动，副操应做好记录；
5、在高、中压辅助联箱检修投运时，必须先暖管再投运，待辅助联箱温度保证稳定后，在缓慢投入，投入正常后，应及时收关管道至无压疏水，检查稍开管道至管扩疏水；
关于DCS系统死机的反措
7月9日16：003号机DCS所有操作员站死机，无法监视和操作，立即严密监视汽包工业电视水位计，派人就地监视汽机转速。16：06DCS操作员站自动恢复正常。维护检查交代估计为网络系统或交换机存在问题引起，网络系统或交换机出现堵塞引起主服务器退出工作，自动切换到辅服务器工作，在切换的时间内引起操作员站画面数据不会刷新，这期间事实上主控器中的程序还是继续运算和执行的，只是不能在CRT上进行监视和控制。此时保护和逻辑联动仍能动作，手动停机停炉可以联动设备。
现代大型发电机组分散控制系统（DCS）是监视、控制和保证机组安全经济启停和运行的中枢系统，DCS系统死机时参数无真实、实时刷新的显示，造成无法监视工况，自动和联锁保护可能不能正确动作，危害极大。针对DCS系统死机拟定如下反措：
一、每天接班后应马上翻看DCS系统的主辅控器、A网或B网、各卡件指示是否正常，上班期间应两小时翻看一次，发现异常应一方面汇报值长，稳定机组运行，同时应联系马上处理，在未处理好之前尽量避免调整工况。
二、每天接班后应马上翻看DCS系统各开关、运行和备用状态辅机的合闸、分闸允许是否正常。尤其是备用开关和辅机的合闸、分闸允许是否正常，防止备用开关和辅机失备，保护动作后不能正常联动。
三、DCS操作员站电源为两路单独供电，保安段经小UPS供操作站OP1、OP3、OP5，UPS段经小UPS供操作站OP2、OP4，以免某段电源失电影响操作。
四、DCS系统由DEH汽轮机控制系统、MEH小汽轮机控制系统，SCS顺序控制系统，MCS模拟量控制系统（即自动控制部分）、DAS数据采集系统，FSSS炉膛安全监测系统，BPC旁路控制系统、ECS电气顺序控制系统组成。
五、DCS系统的网络或交换机死机，此时操作员站的画面显示为无数据和死数据等现象，此时所有的锅炉、汽机、电气画面现象都一样的现象，此时只有先汇报后联系维护处理。对于DCS系统主控器死机的现象不一样，只是某个站或某个系统出现无数据或死数据的现象，进入系统状态只能看到某个或几个主控器状态显示异常，比如#23主控器死，则可能DEH部分的负荷看不到或不会变，但其的如锅炉部分应是正常的，对主控器死机应分全部系统死机和部分系统死机两种情况处理。
1、DCS系统只是主控器故障死机，已切换至辅控器运行正常，应稳定机组运行，减少该系统操作，迅速通知热工处理。
2、DCS部分操作员站死机，应稳定机组运行，减少操作，用其他操作员站监视和操作。3、DCS全部系统死机（指主控器、辅控器均故障不能运行）：翻看所有操作员站画面和系统状态画面确认所有系统主辅控器均死机，所有参数无显示，立即严密监视汽包工业电视水位计，派人就地监视汽机转速，稳定运行，作好设备不能正确联动的事故预想，发现汽包水位超过高低二值或汽机转速偏离额定转速10转/分以上，马上手动MFT或手动打闸汽机，手动解列发变组，手动抢合汽机交流油泵，通过火焰工业电视检查确认锅炉已熄火，派人到就地检查汽机转速是否确已下降，润滑油压和密封油压是否正常，就地检查锅炉炉前燃油系统是否确已切断，磨机出口快关门是否确已关闭，厂用电系统电压等正常。锅炉、汽机和电气设备确已联动正常，如发现这种情况，尽量少或避免对DCS系统进行操作，汽机锅炉保温保压等待DCS处理好后恢复启动机组。
4、DCS的分系统DEH汽轮机控制系统死机应立即派人就地监视汽机转速，稳定运行，如汽机转速偏离额定转速10转/分以上，应立即在机头手动停机，通知集控手动抢合汽机交流油泵，手动解列发变组，检查联动设备是否正常。
5、DCS的分系统FSSS燃烧管理系统死机，应立即严密监视汽包工业电视水位计和火焰电视，稳定运行，发现汽包水位超过高低二值或燃烧不稳应手动MFT，检查联动设备是否正常。
6、DCS的分系统MCS模拟量控制系统死机，因其是进行自动控制，此时应稳定机组运行，减少操作，解除自动手动调节，迅速通知热工处理。
7、DCS的分系统SCS顺序控制系统死机可能导致保护动作后联动设备不能动作，此时应此时应稳定机组运行，减少操作，作好不能正确联动的事故预想。
8、DCS的分系统MEH小汽轮机控制系统死机应立即派人就地监视小汽机转速，稳定运行，小机转速不稳，立即手动打闸。
9、DCS的分系统BPC旁路控制系统死机应稳定运行。
10、DCS的分系统DAS数据采集系统只是显示数据，不进行控制和调节，应稳定机组运行，减少操作，保持工况稳定，等待热工处理。
11、其他DCS系统死机时均应稳定机组运行，减少操作，保持工况稳定，等待热工处理。
六、DCS系统死机，如无法维持运行，应作好设备不能正确联动的事故预想后，果断手动停机停炉，检查联动设备是否正确动作，保证机组安全停运。
鸭溪电厂4号机单机运行反事故措施
6、每班接班后必须检查电泵，大、小机交直流润滑油泵正常备用；
7、机组运行中，每班接班时，应认真检查主蒸汽至轴封汽汽源、再热冷段至轴封汽汽源暖管备用；
8、单机运行期间，原则上不做辅机定期切换工作，如须切换辅机应得到分场、厂部相关人员同意后，方可进行切换工作，辅机的正常启、停必须派人到就地，方可启停辅机，特别时循环水泵等重要辅机；
9、保证2号集控室各专业合理充足的人手，各专业副操要随时在集控各自岗位上，便于及时处理事故；
10、加强监盘质量，加强对辅机的巡检，发现异常及时汇报，监盘人员应定时检查备用辅机是否随时可启，做好辅机跳闸的事故预想，准备随时处理异常情况，保证单机运行安全；
11、未经厂部主管生产领导批准，不准进行影响机组安全运行的任何操作特别是涉及停机停炉的保护回路工作；
机组停运后停运辅机的规定
机组停运后，为节约厂用电，尽快停运辅机，特对操作规定如下：1、在机组滑停时，在不烧油的情况下，尽量降低汽压、汽温。
2、锅炉熄火后，汽机应利用锅炉余汽继续带低负荷降压，注意监视汽温有50度以上过热度及胀差变化情况。3、汽机打闸惰走过程中，在破坏真空前应调节旁路保持主汽压力≤0.1MPa/Min的降压速度。
4、汽机投运盘车后，应停运内冷水系统、氢气除湿器、抗燃油系统。全关汽机侧主再蒸汽管道疏水手动门，全开后缸喷水，监视汽机排汽温度降到50度以下，开启机房内工业水门，停运开式泵、循泵。
5、汽机投运盘车后，锅炉应开启高温过热器出口疏水进行降压，保持主汽压力≤0.1MPa/Min的降压速度。期间注意汽包上下壁温差变化。
6、小机停运后，监视轴承温度低于50度应停运小机油系统。
8、锅炉熄火吹扫结束，在停运引送风机保温保压后，应停运引风机轴冷风机、送风机油泵、磨机油泵，并注意监视相应轴承温度。
7、锅炉放完水后，应停运闭式水系统、凝结水系统。8、空预器入口烟温降到120度以下，应停运空预器。
9、炉膛出口烟温降到150度以下，应停运火检冷却风机。10、一个集控单机运行时，无特殊情况空压机不得超过两台运行
DCS系统死机的补充规定
由于3，4号机DCS系统频繁死机，给机组运行带来极大的安全隐患，为保证在DCS系统死机情况下机组的安全，在原DCS系统死机反措的基础上再作以下补充规定，请各值认真学习并执行。1、每班必须核对就地水位计与DCS水位计，并作好记录，若发现偏差大，立即通知检修、维护处理。2、就地水位计监视电视必须保持正常工作，水位计清晰可见，否则联系相关责任部门处理。3、汽机巡检时每班要核对一次大、小机就地转速表与DCS转速，并在副操记录上作好记录，发现偏差立即通知
维护处理。
4、汽机油系统定期工作必须严格认真执行，有缺陷的要及时通知检修处理好。5、在系统出现数据滞缓时，不要进行操作，待系统运行画面正常时再进行DCS系统操作。6、在热工重启动服务器时若发生主要辅助设备若小机、磨机、引送风机跳闸，系统无法操作或全无监视手段时，
应紧急停机停炉。在停机前手动启动交流油泵运行，并到就地核实油泵启动运行正常，若启动不成功立即启动直流油泵，同时到配电盘强启交流油泵运行。
7、注意监视除氧器及凝结器水位，防止满水或水位打空。8、死机时派人就地监视汽机转速，若发现汽轮机振动突变或机组声音突变且机头冒白汽，应果断手动紧急停机
并及时与集控联系手动紧急停炉。
紧急停机时要检查高低旁是否开出，否则到就地开启，防止锅炉严重超压，锅炉检查安全门是否正常动作，否则通知检修处
关于一号机三号高加水侧泄漏的反措
近期发现一号机三号高加水侧泄漏，高加事故疏水开度在30％以上才能维持高加水位，A、B前泵电流在相同负荷下增大10A左右，为保证机组安全运行，特拟定以下反措：
1、监盘时注意A、B前泵电流的变化，如发现前泵电流大于额定电流334A时，应及时联系锅炉降低负荷，减小小机出力，防止前泵过电流运行；
2、机组运行中为降低给水出口压力，机组应尽量采用滑压方式运行；
3、监盘时副操应严密监视三号高加水位，注意三号高加事故疏水调整门开度的变化，如在相同负荷下，事故疏水调门开大，副操应做好记录，如事故疏水调门开完，应立即汇报厂部、分场相关人员并降低机组负荷运行，同时副操应注意监视抽汽上、下管壁温差，温差增大及时查明原因。如高加事故疏水开完后，高加水位上升较快，应果断停运三号高加汽侧，防止高加满水至汽缸造成水冲击事故的发生。
关于一号机单机运行的反措
9月4日，二号炉爆管停运后，一号机单机运行，奥运保电期间，为保证机组安全运行，特拟定以下反措：1、机组正常运行中，每班接班时，应认真检查主蒸汽至轴封汽汽源、再热冷段至轴封汽汽源暖管备用；2、如遇锅炉熄火或机组跳闸，应考虑倒主蒸汽至轴封汽汽源，注意轴封汽压力不能超过0.2MPa，如CRT上无法开启，应立即派人就地开启主蒸汽至轴封汽旁路电动门，如主蒸汽至轴封汽汽源无法使用，可用再热冷段至轴封汽汽源，稍开高旁减压阀控制再热冷段压力：1.0～1.5MPa，高旁后温度不能过低于330℃，防止蒸汽带水，同时注意轴封汽温度的变化，如机组跳闸后，需用再热冷段至轴封汽汽源时，应立即联系锅炉及时收小高旁、收关低旁，注意控制再热器压力在1.0～1.5MPa之间运行，防止由于低旁关闭造成再热器超压事故的发生；
3、A小机抗燃油泵进油总门压盖漏油，应加强巡检，发现漏油增大，汇报分场、厂部相关人员，若抗燃油箱油位低于中心下以下，必须联系检修加油，副操做好加油记录；
4、A、B小机出力不足，其分析其原因可能为：在开启辅助蒸汽至小机进汽电动门时，当辅汽压力高于四抽压力，辅汽汽源进入小机，由于辅汽温度过低，辅汽进汽后，使小机进汽焓值降低，蒸汽作功能力降低，引起小机转速下降，在开启辅汽至小机汽源前，必须开启小机本体、管道疏水，确认小机振动、轴向位移等参数均正常，检查电泵处于良好备用状态，方可允许操作，运行人员在倒辅汽汽源时，应将辅助蒸汽压力设在0.8MPa左右，开启辅汽至小机进汽电动门时应缓慢开启，同时注意辅汽压力、温度的变化，待辅汽压力、温度稳定后在缓慢开启电动门直至开完。机组运行中，应将中压辅助联箱疏水保持常开，防止中辅温度过低；
5、一号机A循环水泵电机轴承声音异常，应保证B循环水泵长期连续运行，运行人员应加强循泵巡检及参数的监视，巡检时特别要注意循泵上导瓦的振动，如发现振动增大应立即汇报分场、厂部；6、单机运行期间，运行人员应加强对电泵的检查，保证电泵正常备用随时可启；
7、单机运行期间，原则上不做辅机定期切换工作，如须切换辅机应得到分场、厂部相关人员同意后，方可进行切换工作，辅机的正常启、停应必须派人到就地，方可启停辅机，特别时循环水泵等重要辅机；
9、机组正常运行中，加强对辅机的巡检，发现异常及时汇报，监盘人员应定时检查备用辅机是否随时可启，做好辅机跳闸的事故预想；
9、单机运行期间，凡影响机组安全运行的操作必须向分场、厂部相关领导汇报后，同意后，方可进行操作；
关于小机轴封汽调整的规定
前段时间，自从执行真空调整规定以来，真空调整及时性得到提高，有效的保证了真空不随负荷降低而降低，但也发现由于小机轴封汽调得过大，轴端冒汽大，造成油中进水严重，尤其是一号机A小机近来油中进水非常严重，检修滤油已两个星期，7月9日下午发现油质有乳化现象，为防止造成小机油质报废换油的严重后果，请各值副操要重视机组油箱油中进水问题，为保证小机安全运行，特作以下规定：
1、小机轴封汽量与负荷有一定关系，当机组负荷较高时，小机轴封汽量增大，容易造成油中进水，当机组负荷较低时，小机轴封汽量减少，容易影响机组真空降低，因此，请各值人员在负荷变化时，必须及时调整小机轴封汽源，以保证小机安全、经济运行；
2、机组运行中，以小机信号管微微冒汽为准，巡操巡检时应注意小机低压信号管冒汽情况，如发现冒汽较大，应及时调整，同时巡操应注意小机二号轴承回油观察窗，若发现观察窗布满水珠，说明小机已经进水，应立即对小机轴封汽进行调整，副操应作好记录；
3、当机组负荷较高时，发现小机冒汽增大或发现二号轴承回油观察窗布满水珠时，必须及时派人就地调整小机轴封汽，调整时应先将小机轴封进汽手动门关小，如仍发现回水窗仍然有水珠，根据真空情况，缓慢调整开大A、B小机轴封回汽总门，同时注意真空变化，以不影响真空为准，调整后副操应做好调整记录；
4、当机组负荷降低时，由于小机轴封汽过小影响机组真空，副操应派人首先应关小A、B小机轴封回汽总门，同时注意A、B小机高、低压信号管冒汽情况，以信号管微微冒汽为准，或缓慢开大小机轴封进汽分门，直至真空恢复正常，调整后巡操巡检时，应加强对小机二号轴承回油窗的监视；
201*年7月10日
防止循环水冷却塔内配水不均的反措
冷却塔内淋水冷却区分为内外区，冷却面积比为4/6，从铁门进去行走的水泥通道，分为上下两层配水槽，下层配水槽对外区配水，上层配水槽对内区配水，循泵运行方式变化影响如下：
1.单台循泵运行时冷却塔中央竖井水位高度能保证淹没下层配水槽，外区保证有水。但上层配水槽必须依靠
虹吸罩形成真空将水抽吸翻挡水堰才能有水。中央竖井四个方向的流水观察孔看到的就是流向上层配水槽的水流情况。
2.两机三泵或一机两泵运行时中央竖井水位较高都能淹没档水堰，上层配水槽不需虹吸也有水。主要是单台循泵运行时检查内区配水情况，从以下几方面检查：
1.内区部分区域无蒸气上升，比较干爽，因为该区域如无水淋下就无蒸汽上升。中央竖井水位四个方向的流水观察孔水流是否正常。
如配水正常，则竖井水位应较低，应在竖井内检查爬梯的9梯以下。虹吸引出管是否有漏气声破坏了虹吸。
如配水不好，冷却塔对循环水冷却效果差，在同样负荷下，则该机循环水入口温度会比同集控邻机高1℃以上。
利用虹吸配水是针对北方冬天温度极低，此时要开启虹吸破坏门让内区不配水冷却，防止过冷。为了形成虹吸，在启动第二台循泵前要开启虹吸破坏门防止冲击冲坏虹吸罩，停运第二台循泵前要关闭虹吸破坏门形成真空。
防止汽轮机组大轴弯曲的事故反措
汽轮机大轴弯曲事故是汽轮机最为严重的重大恶性事故，近期某电厂200MW机组，在停机过程中，连续发生两次，在倒轴封汽汽源时，由于低压轴封汽减温水未关，造成低压轴封进冷水，引起大轴永久性弯曲事故；
我厂曾经发生过缸体进冷气、冷水引起缸温差变大的异常，如处理不当将会产生严重后果，一次在三号机温态开机时，热工作完机、炉、电大联锁试验后，由于高旁动作后，运行人员未及时将减温水电动门、调整门关闭，锅炉启动电泵上水后，从高旁减温水漏水至缸内，引起缸温差急剧增大，另一次在一号机停机后不久，锅炉间断补水时，由于高旁减温水关闭不严，造成缸体进冷气、冷水的异常；
为防止汽轮机大轴弯曲事故的发生，特拟以下防范措施：
1、汽轮机冲转前应进行充分的连续盘车，冷态启动时一般不小于2～4h，如发生中断，应延长连续盘车时间，并检查机组大轴晃动值不大于原始值的±0.02mm，缸温差不超过35℃；
3、机组启动前应全面检查系统，检查高压旁路减温水调整门、电动门应关闭，汽机蒸汽管道疏水应处于开启状态，过、再热蒸汽减温水应处于关闭状态，防止减温水倒流至汽缸内；
4、机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车运行正常，先送轴封后抽真空，并保证轴封风机运行应正常，轴封回汽应畅通；机组停机后，凝结器真空到零，方可停止轴封供汽，轴封供汽停止后，应立即停运低压缸轴封减温水，关闭其调整门前、后手动门及旁路手动门；机组温态启动时，凝结水泵启动前，必须检查关闭低压轴封减温水调整门前、后手动门及旁路手动门，方可启动凝结水泵运行；
5、机组正常运行中，应保证主蒸汽、再热冷段、中辅至轴封汽汽源的良好备用；
6、机组事故处理时，如轴封汽自密封不足时，应及时倒换中压辅汽源至轴封供汽，同时注意维持中压辅助联箱压力在0.7MPa左右运行；调整轴封汽压力在0.12MPa左右，轴封母管温度维持在200℃以上，低压轴封温度控制在190℃以上，如低压轴封温度下降，应及时关闭低压轴封减温水调整门，如单机运行时，机组跳闸后，应及时倒换主蒸汽汽源供轴封汽，同时注意及时调整轴封汽压力；
7、机组在事故情况下，应尽量少采用再热冷段汽源供轴封汽，如需用再热冷段汽源时，应严密监视再热热段压力，如压力过低，影响轴封汽压力，可通过开启高、低旁进行调整，调整时应缓慢，加强与联系锅炉，防止由于高、低旁过大或过快，引起锅炉汽包满水事故的发生，同时必须严密监视高旁后温度，通过高旁减温水控制其后温度不能低于300℃；
8、汽轮机在冲转前及停机后，均应测量轴子大轴晃动值、检查盘车电流正常，冲转前如果发生大轴弯曲，应增加盘车时间，冲转过程中发生大轴弯曲，应增加暖机时间，如果振动过大时或暖机无效时，应及时停机处理；
9、机组启动过程中，锅炉燃烧不稳定时，应严格监视主、再热蒸汽温度变化，如果10min内，主、再热蒸汽温度急剧上升或下降50℃，应立即打闸停机；
10、机组冲转时或跳闸时，应严密监视凝结器、高压加热器，除氧器水位，防止加热器及除氧器满水至汽缸，引起汽缸进冷气、冷水；
11、机组启动过程中，应严密监视机组缸温的变化，缸温差不能超限；
12、机组停运后，应严密监视盘车电流、缸温及差胀等的变化，如缸温差增大、盘车电流增大应及时查明原因；13、如机组停运后或作试验时，锅炉需启动电泵、汽泵上水时，应到就地检查高旁减温水电动门、调整门、过、再热蒸汽减温水应关闭严密，方可向锅炉上水，同时应保证高排前、后疏水门常开，上水过程中也要加强检查，防止高旁减温水关闭不严从高排倒流至汽缸内；
14、机组停运后，如盘车故障，停止盘车时，应监视转子大轴晃动的变化，当大轴晃动值过大时，应采用手动盘车180，待盘车正常后及时投入连续盘车运行；
15、机组停运后，如因特殊原因需要中途短时间停止连续盘车，当盘车停止后应做好转子位的标记，记录停止时间，投入大轴晃度表，并调整该表至“0”位。在重新投入盘车时，先翻转180停留相同时间，当转子晃度值回到“0”时，恢复连续盘车，连续盘车中断时，则必须相应延长连续盘车时间：[(中断时间×10)＋4小时]；
2.3.4.5.关于四号机氢侧直流油泵失备的反措
201*年12月23日，四号机试转氢侧直流密封油泵时，电机电流突升至60A，电机冒烟后烧毁，现四号机氢侧直流密封油泵失备，为保证机组安全运行，特拟定以下措施：
1、机组正常运行中，应加强对氢侧交流油泵的巡检，发现问题及时汇报；
2、机组运行中，如氢侧交流油泵跳闸，副操应注意油氢差压及氢压的变化，同时立即派人到就地，缓慢开启强制排油门控制氢侧回油控制油箱油位在正常范围内，操作时应缓慢，防止油箱油位偏低后，造成氢气跑到空侧进油，引起油氢差压的波动及氢压的下降；
3、氢侧回油油箱油位应派专人监视，发现油位过高或过低时，应及时调整；同时联系化学注意氢气纯度，如纯度低于95％，应加强换氢，直至氢气纯度大于96％，换氢气时，应加强对发电机引出线位的排污；
4、如机组跳闸后，应立即检查空、氢侧油泵运行情况，如空侧交流油泵跳闸，可立即启动高压备用密封油泵以增加密封油量，保证密封油差压正常；
关于四号机油氢差压波动的反措
201*年12月21日白班，四号机补氢后，油氢差压降低至0.064MPa，无法返回，18:30油氢差压在0.08MPa至0.01MPa之间频繁波动，机内氢气压力未下降，空侧密封油直流油泵启动后，油泵卡涩，无法备用，为保证机组安全运行，特拟定以下反措：
1、机组正常运行中，发生过补氢过快，造成油氢差压频繁波动，因此各台机补氢时应尽量缓慢，不能过快，防止油氢差压跟踪缓慢，造成差压降低；
2、机组正常运行中，严密监视油氢差压，如发现油氢差压波动，应派人就地缓慢关闭主油氢差压阀油侧信号管旁路手动门，如仍然波动，应缓慢开、关油氢差压阀油侧信号管旁路手动门1/2左右几次，同时用板钩敲打油侧信号管节流孔，待差压稳定后，将该信号管旁路手动门稍开半圈至一圈即可，不能开得过大；
2、机组正常运行中，高压备用密封油源进油手动门稍开备用，维持高压密封油源后压力在0.88MPa左右运行，低压密封油手动门全开备用；
3、如果空侧密封油交流油泵跳闸，应立即抢合，并联系电气人员就地抢合，同时立即派人就地将高压备用密封油源进油手动门开大，如备用差压阀动作不正常，应立即开启备用差压阀旁路手动门调整，以保证空侧密封油母管压力调整至0.4～0.5MPa左右，确保油氢差压阀能维持在0.056MPa左右运行，同时运行人员应严密监视发电机机内氢压、油氢差压的变化，如油氢差压维持在0.056MPa左右，应注意氢压下降情况及速度，降低机组负荷，如在处理过程中，油氢差压出现较大波动，待稳定后，应立即检查发电机油水探测器，发现有油及时放油，并做好记录，如油氢差压到零，氢压下降过快，应立即果断打闸紧急停机，同时组织人员排氢；
5、高压备用密封油源倒正常后，应注意调整氢侧回油控制油箱油位变化，防止氢侧控制油箱油位过低，造成氢气跑至空侧影响空侧油压；氢侧回油控制油箱油位应通过补、排油手动门进行调整；
6、如高压备用油源投入正常，油氢差压维持在0.056MPa运行，机组发生跳闸，应立即启动高密泵运行，以保证高压密封油源不断油；
关于四号机防止氢爆的措施
四号机自168以来，漏氢量较大，特别为发电机引出线处，为了防止氢气爆炸事故，特拟以下反措：1、机组正常运行中，发电机6.3m、12.6m应保持良好通风，12.6m房顶通风系统长期开启；
2、机组运行中，严密监视发电机机内压力，如机内压力下降较快，应根据发电机线圈温度进行降负荷；同时应进行氢气系统查漏，并通知检修检查发电机引出线处漏点；如需带压补漏，氢气压力最低降至0.18MPa，不能过低，并将机组负荷降低至200MW运行；
3、氢气系统的操作必须使用铜板钩操作；
4、机组运行中，应保证良好氢气纯度、湿度，当发现氢气纯度低于96％而大于90％时，应进行排污，同时补充纯氢到发电机内，排、补氢时应均匀、缓慢、禁止剧烈排送，防止氢气因摩擦或氢气系统管道振动而引起自燃；
5、发电机氢压低于0.23MPa时，应及时补氢至0.25MPa；
6、氢气系统运行应严密监视密封油系统运行情况，如：油氢差压是否在规定范围，油箱油位是否正常，防止密封油压下降，从而造成密封瓦处漏氢。密封油泵应定期切换、试转，保证良好备用；主油箱排烟风机、防爆风机应运行正常；
7、机组正常运行时，应检查氢压应高于内冷水压力，注意检查在线漏氢检测装，检测内冷水箱、封闭母线外套内的氢气体积含量，当内冷水箱含氢量超标时，应通过内冷水回水手动门调整内冷水压力，减小内冷水与氢气压力，但内冷水12.6m层压力表最高不能超过0.2MPa运行；8、机组在正常运行中，如氢区8m内必须动火，在使用氢气检漏仪时，应保证其工作可靠，应先测氢浓度，在动火区氢气浓度小于3％方可允许动火；
关于二号机单台循环水泵运行的反措
由于我厂二号机D循环水泵返厂检修，为确保机组安全运行，特拟定以下反措：1、机组正常运行中，保证一、二号机循环水泵进、出口联络全开；
2、循环水系统异常时，出口联络电动门的操作由一号机控制，如任一一台循环水泵跳闸，需立即关闭出口联络门时，一号机人员原则上应立即关闭出口联络电动门1，如出口联络电动门１发生卡涩无法关闭，一号机人员应立即关闭联络电动门２；
3、机组正常运行时，应加强对循环水泵的巡检，检查蝶阀油压、油位是否正常、蝶阀电机是否频繁打压，发现异常应立即汇报值长；
4、一、二号机任一一台机组跳闸，一号机人员应立即检查循环水系统，如发生厂用电中断，循环水泵跳闸，应立即关闭出口联络门1，保证运行机组的安全运行；
5、如二号机C循环水泵跳闸，应分两种情况：（1）、C循环水泵出口蝶阀关闭，一号机副操应注意一号机循环水压力、真空、主机润滑油温、氢温的变化，如循环水压力下降影响一号机组运行，一号机应通过控制出口联络电动门1开度调整循环水压力，同时应注意一、二号大池水位的变化，防止一号机水位下降过快，二号大池满水，以保证一号机安全运行，同时应保证二号机有循环水通过，防止二号机循环水发生中断事故的发生，二号机应立即联系锅炉，根据凝结器真空紧急降负荷，如无法维持应立即打闸停机，电动给水泵联动后，二号机人员应注意开式泵运行情况，如开式泵运行正常，应注意电泵运行参数，如开式泵运行不正常，应立即联系值长，开启工业水至二号机辅机冷却水手动门，同时应注意工业水压力，防止工业水压力下降过低影响机组公用系统的运行；（2）、C循环水泵出口蝶阀未关闭，一号机应立即关闭循环水泵出口联络门1，二号机人员应立即按循环水中断停机处理，立即关闭高、低旁路，关闭所有至凝结器疏水，破坏真空紧急停机，并立即应通知值长开启工业水至二号机辅机冷却水手动门，保证电动给水泵冷却水，同时派人就地操作蝶阀手动阀2，关闭循环水出口蝶阀，确认循环水出口蝶阀关闭后，二号机人员根据排汽温度低于50℃可立即联系一号机稍开出口联络电动门1，保证二号机安全停机；
6、如一号机一台循环水泵跳闸，应分两种情况：（１）、循环水泵出口蝶阀关闭，一、二号机应根据机组真空、大机润滑油温、氢温等参数的变化，降低机组负荷；（2）、循环水泵出口蝶阀未关闭，一号机人员应立即关闭循环水出口联络门１，并立即派人就地手动关闭出口蝶阀，同时一号机应根据机组真空紧急降负荷，如无法维持立即打闸停机。
#3机发电机密封油系统的反措
我厂三号汽轮发电机采用水氢氢冷却方式，其氢气的密封采用双流环式氢油密封系统，运行过程中操作不当，容易造成漏氢量大、发电机进油，为了更好的运行此系统，特拟定以下反措：
1、机组未充氢气或氢气压力较低时，氢侧密封油泵未启动，应保证氢侧回油控制箱至空侧密封油进油排油阀顶针及排油手动门应开启，保证氢侧回油控制箱油流正常，严密监视氢侧回油控制箱油位，
2、消泡箱油位报警应正常，如果氢侧回油控制箱油位过高无法监视，应每小时对油水探测器巡检一次，每小时记录一次主油箱油位，防止发电机进油；
2、机组正常运行中，补油阀顶针及排油阀顶针应处于关闭状态，这样补油浮球及排油浮球方起作用，如果顶针被开启，强制补排油，容易造成氢侧密封回油控制箱油位无法控制；
3、在氢侧回油控制箱油位较高情况时，可手动开启排油阀顶针，进行强制排油，如果油位过低，应关闭排油阀顶针，开启补油阀顶针，进行强制补油；待油位正常后应关闭补排油顶针，通过补排油浮球自动调整油位；
3、由于高压密封油压压力过高，高压油源进入空侧油系统，容易造成发电机进油，机组正常运行中应将备用差压阀油源关闭；防止高压油源串入密封油系统使油压升高，造成发电机进油；
4、由于空侧密封油和氢侧密封油是二个相对独立的系统，空侧密封油来自发电机轴承润滑用油，其回油与发电机轴承润滑油混合后回到主油箱；氢侧密封油系统设有一个单独的油箱，密封油箱的补油来自空侧，排油也是去空侧油系统。二个油系统是独立的，运行中不允许空、氢侧二路油相互交混，以防止空侧油对氢侧油质的污染。如氢侧向空侧窜油，则氢侧密封油回油控制箱油位下降，自动补油浮球阀打开，由空侧向氢侧回油控制箱补油；由于空侧密封油箱中含有多量的空气和水分，当含有空气的油通过密封瓦与氢气接触时，根据分压定律，油中分离出来的气或汽会进入到发电机内，造成氢气纯度下降、湿度上升。如空侧油向氢侧窜，则氢气纯度下降、湿度上升的更快。
防止汽轮机断油烧瓦的反措
201*年12月9日，#3汽轮机在整套启动调试阶段发生了断油烧瓦的事故，为了防止轴瓦烧损事故的再次发生，特结合此次事故重新完善拟订以下反措，请认真学习执行：
1、机组启动前，必须试转汽机大、小机交直流油泵、大机顶轴油泵、大机交直流密封油泵，检查油泵出口压
力、电流正常后才能进行机组启动。
2、为保证润滑油压低时应能及时、可靠的联动交直流润滑油泵。根据二十五项重点反措要求，要求当大机润
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时跳机并联动直流润滑油泵，降至0.03Mpa时停盘车。
3、机组启动前，必须进行汽机大、小机润滑油压低联启交直流油泵和跳机试验合格，大机润滑油压低试验必
须通过开启试验泄油门真实进行。
4、厂用电快切装每月月底进行一次切换试验，发现问题及时处理，保证良好备用，正常切换厂用电应作好
厂用电中断的事故预想。
5、保安电源是机组正常停运的必备条件，每周定期试验柴油发电机正常，每月月底模拟进行保安段失压联启
试验柴油发电机的试验，发现问题及时处理，保证良好备用，要求所有人员都要掌握抢合柴油发电机的方法。
6、机组计划停机前，必须试转汽机大、小机交直流油泵、大机顶轴油泵、大机交直流密封油泵，检查油泵出
口压力、电流正常后才能进行机组停运。
7、机组正常运行中，每星期二进行大机交直流油泵试转，每半月进行小机交直流油泵、大机交直流密封油泵、
大机顶轴油泵试转，检查出口压力和电流正常，有缺陷及时通知处理好，保证交直流润滑油泵、交直流密封油泵，顶轴油泵处于良好备用状态。
8、机组正常运行或盘车投入时，应加强监视轴承润滑油供油压力正常，各道轴承轴瓦温度，轴承回油温度、
主油箱油位、油温应在规定范围内，防止虚假油位，同时还应避免机组在振动超标的情况下长期运行。
9、机组运行中每星期定期进行油质的外观、机械杂质检查，如发现微水不合格，必须对油质进行微水分析，
并及时汇报处理。
10、机组运行中，应调整轴封汽的压力在规定范围内，注意检查油箱油位上涨情况，防止油系统进水，油质变
坏。油净化装应定期投运，在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。
11、机组运行中，油系统进行切换操作（如冷油器、滤网等）时，必须在运行专责的监护下进行，操作中严密
监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。
12、机组超速及振动保护应投入正常，禁止在机组超速保护及振动保护不能正常投运时，进行冲转。
13、机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规
程规定的要求果断处理。
14、在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应按规程规定的要求果断停
机，在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。
15、在机组起停过程中应按制造厂规定（#1、2机1200转，#3、4机600转）的转速启停顶轴油泵。16、定期检查油系统，发现漏油、积油及时处理，防止油系统着火。
17、每半月对大机密封油泵进行切换，保证密封油泵及处于正常备用状态及密封油系统差压调节阀工作正常。18、油位计、油压表、油温表及相关信号装，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。19、机组盘车时，应确保大机密封系统油压正常，防止盘车状态时，密封瓦干摩擦造成密封瓦烧瓦事故的发生。20、机组停运后，应严格按规程要求停运大机盘车及交流油泵，连续盘车至高压缸上半内壁温度至150℃时，
可停止盘车运行，8小时以后可停止交流油泵，当缸温降至200℃以下时也可改为间歇盘车，每半小时翻转180°，防止大轴弯曲损伤轴瓦。
21、严格执行运行操作规程，严防汽轮机断油烧瓦。关于防止化学跑树脂的反措
201*年11月24日，一号机B凝结水泵检修，A凝结水泵运行中电机下轴承损坏，机组被迫停运，由于凝结水失压，造成化学精处理树脂倒流至凝结水系统内，严重影响机组水质。201*年2月一号机小修时，发现精处理高速混床未设计安装水冒和滤网等防止跑数脂的设备，为防止类似事故的再次发生，特作以下规定：
1、机组正常运行中，停运凝结水泵时，应先将需停运的凝结水泵出口电动门关闭至1/3以下，方可停运；
2、机组正常运行中，若备用凝结水泵泵体检修时，应先通知化学将精处理解列，再进行隔离操作，操作完毕后，应及时通知化学恢复精处理；3、机组正常运行中，一台凝结水泵失备时，应加强对运行凝结水泵的巡检，发现异常，应及时通知化学解列精处理，防止运行泵跳闸，树脂倒流至凝结水管道内；
4、机组正常运行中，精处理解列后，化学应严密监视凝结水各项指标，若发现任一指标异常，应及时通知值长；
5、若机组运行中，凝结水管发生泄漏，在停运机组解列前半小时，应联系化学将精处理解列；
6、若机组运行中，凝结水铜管未发生泄漏，当停运机组负荷降低至200MW以下时，应及时联系化学将精处理解列。
关于201*年1月19日四号机密封油系统恢复时的异常分析一、异常过程：
201*年1月19日15:20，四号机密封油系统更换主差压阀工作结束，检修要求恢复系统，调整密封油主差压阀。全面检查密封油系统，15:40投入低压备用密封油源运行，缓慢向发电机内充入压缩空气，16:38机内压力升至0.2MPa，启动空、氢侧交流油泵运行，密封油差压84KPa，将主差压阀空侧油信号管节流孔旁路手动门全开，联系准备试转空、氢侧直流油泵。
17:20启动氢侧直流密封油泵，就地发现主差压阀反复波动较频繁，同时备用差压阀也随主差压阀频繁波动，全面检查系统未发现异常，17:38缓慢关闭空侧油信号管节流孔旁路手动门，密封油主差压阀波动逐渐减小，备用差压阀波动也随之减小，直至波动消失，油氢差压恢复到84KPa。
17:40启动空侧直流密封油泵，空侧油压从0.48MPa降到0.44MPa后上升至0.5MPa，停运空侧直流密封油泵后，空侧油压从0.5MPa降到0.37MPa，差压从84KPa降到60KPa后，然后缓慢逐渐恢复至84KPa，18:00检查系统未发现异常，重新试转空侧直流密封油泵，启动现象与上次相同，停运后油氢差压波动大且由84KPa降到0KPa，立即投入高压备用密封油源，油氢差压缓慢上升至65KPa，就地空侧油压只有0.25MPa，稍开主差压阀空侧油信号管节流孔旁路手动门，空侧油压开始缓慢恢复至0.48MPa，密封油差压缓慢上升至84KPa。待系统稳定后，19:00再次试转空、氢侧直流油泵，差压变化正常后。二、异常原因分析：
空侧油信号管上有一节流孔，其目的是为防止空侧油压细小波动，引起油氢差压的大幅波动，但由于节流孔存在迟缓性，主差压阀不能及时跟踪油压的变化，就容易造成油氢差压阀跟踪不好，因此在空侧油信号管节流孔处设计一旁路手动门，以补偿节流孔的迟缓性。
第一次试转氢侧直流油泵时，氢侧油压变化，空侧油压有较小的波动，由于空侧油信号管旁路手动门全开，空侧油压反映过于灵敏，引起油氢差压阀波动频繁。
第二、三次试转空侧直流油泵时，由于空侧油信号管旁路手动门关闭，在启动空侧直流油泵后，空侧油压变化大，由于节流孔的迟缓性，停运密封油直流油泵后，油氢差压阀不能及时跟踪油压的变化，造成油氢差压下降。三、措施：
1、由于空侧油信号管节流孔存在迟缓性，在油压波动时，单靠节流孔来控制油压不可靠，因此在密封油正常运行时，主、备用差压阀空侧油信号管节流孔旁路手动门应稍开，以补偿节流孔的迟缓性，但不能开得过大；
2、机组正常运行中，应保证高、低压备用密封油源的正常备用，在试转密封油直流油泵时，必须检查高、低压备用密封油源投运正常后，方可进行试转；
3、机组运行中，如发现油氢差压阀波动，应缓慢将油氢差压阀空侧油信号管节流孔旁路手动门关闭，直至油氢差压阀不波动为止，然后再缓慢稍开旁路手动门。2月19日2号机开机总结
一、开机过程：
14日接中调令2号机顶19日早高峰，清理未完工作，短信通知相关人员。
18日4：00检修安装好2号炉主给水电动门，7：40启动2号机A、B汽泵前泵上水。9：00启动大机交流润滑油泵、A顶轴油泵，投入连续盘车，10：00启动空预器，11：30汽包上水至可见水位，停止上水，停运A、B汽泵前泵，投入炉底加热。17：002号机大联锁试验结束，启动A闭式泵，C循泵，A开式泵，A、B真空泵，变频启动B凝泵，20：20投入高缸预暖。
19日00：40启动2号炉C磨试转，启动电流374A，返回电流141-102A，电流波动大，声音异常，立即停运，通知检修检查。检修到就地后联系启动试转，启动电流374A，返回电流126-96A，声音、振动减小，检修联系停运，检查发现大小齿轮被钢球损伤，需打磨处理。因B磨也在检修，决定待C磨处理好后再点火，并网时间预计推至13：00。19日7：202号炉工频启动A/B引、送风机风机点火，7：30停运炉底加热，此时汽包壁温180℃，7：45启动电泵运行，8：20启动A密封风机、A/B一次风机暖磨，9：00启动A磨运行。
9：10主汽压力3.53MPa，主/再汽温376/379℃，汽机高压内缸温度200℃，投入低压轴封汽及小机轴封汽，9：20停运高缸预暖。9：20开始冲转，9：45用辅汽冲转B小机至3100r/min交锅炉，10：19转速升至3000r/min，发现ICV1及ICV2未自动开启，联系维护处理，10：24在处理过程中转速最低降至2575r/min，10：25热工人员试开ICV1时转速飞升至3140r/min，立即手动打闸，转速最高升至3277r/min，万荣检查后交代ICV1及ICV2未自动开启原因为作试验后该调门切至手动位未恢复成自动位（在此过程中造成锅炉熄火，首出为汽机跳闸且负荷大于30%）。10：26锅炉重新通风吹扫后点火，逐渐启动A密封风机、A/B一次风机和A磨机运行（B一次风机入口导叶操不动，就地开启），10：34冲转至3000r/min，检查各参数正常，用5023开关并网、5022开关合环，11：25启动A前泵运行，用四抽冲转A小机至3100r/min交锅炉，11：38负荷145MW时，2号炉A磨跳闸，首出为润滑油流量低，联系检修清洗。12：20检修来人清洗好后启动A磨运行，12：49A磨再次跳闸，联系检修清洗，在此过程中投4支油枪稳燃。12：00停运夹层加热，14：201号轴承1Y方向振动达166um，联系维护万荣关完CV4调门后，振动降至35um，14：58负荷175MW，拆完油枪，通知投入电除尘运行。二、存在的问题：
1、16日开始做热工分部试验，18日因下装DCS逻辑，不能及时进行大联锁试验，17：00大联锁试验才结束，影响高缸预暖进度。下装逻辑后2号机公用电源开关状态不对，厂用电不能切换，影响机炉辅机试转进度。2、2号炉主给水电动门解体检修恢复较晚，影响汽包上水进度。
3、2号机A汽泵前泵传动端漏水，通知汽机检修检查交待可以运行，但甩水量大，影响传动端轴承内油质。4、试转2号炉C磨，电流波动大，声音异常，发现大小齿轮被钢球损伤，需打磨处理，开机并网时间推迟。5、2号炉引风机变频启不起，启动时引风机发重故障，只能工频启动A/B引、送风机，延误点火时间。6、2号机转速升至3000r/min，发现ICV1及ICV2未自动开启，联系维护处理，在处理过程中转速最低降至2575r/min，热工人员试开ICV1时转速飞升至3140r/min，立即手动打闸，转速最高升至3277r/min，检查后交代ICV1及ICV2未自动开启原因为作试验时该调门切在手动位未恢复到自动位，开ICV1时再热器有压造成转速飞升，汽机跳闸造成锅炉熄火，首出为汽机跳闸且负荷大于30%。
7、开机过程中2号炉A磨出现三次跳闸，首出均为润滑油流量低，系润滑油粗滤网脏污堵塞所致，及时联系检修清洗。
8、2号机1号轴承1Y方向振动大166um，联系维护关完CV4调门后，振动降至35um。三、经验教训：
1、对于影响开机的缺陷或检修工作时，要提前处理或早作安排。14日接令开机，就清理未完工作，短信通知相关人员，17日再次清理未完工作发短信，但暴露问题仍多。所以节假日上班人员少，必须及时提醒相关人员安排好工作进度。
2、DCS系统需要下装逻辑时，应提前联系维护及时进行，以免影响大联锁试验。
3、C磨试转试转时大小齿轮被钢球损伤，原因是加球时球从大小齿轮检查门漏到齿轮上引起，所以辅机检修后试转时必须严格仔细检查清楚每一个项目，尤其时搞过工作的地方，完全具备启动条件后，方可启动运行。
4、汽机超速至3277r/min，以后汽轮机在未并网前任一主汽门或调门故障开不起，必须打闸停机后再处理，否则此时未并网不能同步维持3000r/min极易发生超速事故。汽机超速之前转速下降至2575r/min，此时高调门在开完尽力维持转速，蒸汽流量已大于30%额定值，遇上停机所以熄火。
5、磨机检修时运行及检修人员应设法保护好磨机油站油质，运行中应及时发现并切换滤网，及时联系检修清洗，避免磨机启动后发生不必要的跳闸，影响机组升负荷或发生熄火的可能。
6、严密监视2号机1号轴承1Y方向的振动情况，并按照规定的要求关闭CV4进行控制和调整，防止盲目带负荷而忽视机组的安全。
生产运行部201*.2.19
1月22日4号机开机总结
一、开机过程：
白班接班，汽包压力1.6MPa，汽包壁温240℃。汽机缸温195℃，发电机氢压0.21MPa，轴封汽暖至各分门前。14：40启动3、4号机D循泵，15：00投入大、小机轴封汽，15：44启动4号机B真空泵抽真空。14：50将4号机6kV厂用电由公用段切换到备用电源带，发现6404开关储能电机空转停不下来，将4B段切回公用段带，15：40检修交待6404开关储能电机坏且暂时处理不好，用4A段公用电源开关6941更换后切到备用电源带。15：30启动4号炉A引、A送风机，15：44启动4号炉B引、送风机，炉膛吹扫，锅炉点火成功。16：06用辅汽冲转B小机至3200r/min。16：11启动A、B一次风机暖A、C磨，16：15启动A磨升温升压。16：30主汽压力2.4MPa，主/再热汽温320℃/303℃，真空-83.64kPa，胀差5.9mm，大机挂闸冲转，17：15启动D磨，17：15大机转速3000r/min，电气并网成功。17：35将4号机6kV厂用电由备用电源切至工作电源。17：55启动C磨，18：05用四抽冲转A小机至3200r/min。18：39启动B磨。18：30负荷170MW，油枪拆完，通知投入电除尘运行。二、经验教训：
1、切换6kV厂用电时发现6404开关储能电机故障，检修检查后交待无备品暂处理不好，用4A段公用电源开关6941更换后切到备用电源带，期间延误点火时间。
2、为了节省厂用电，锅炉直接采用汽泵补水。但是由于汽泵出口压力较高，低负荷时给水差压大，导致水位调节困难。
3、B侧一级减温水调节门操作不起，采用电动门开关调节汽温，减温水量变化较大（0－40T），从而引起调整时给水流量受影响较大，汽包水位波动也较大。后来将B侧一级减温水手动门关闭一半后温度、水位调整才平缓。
4、为了节省开机用油，较早安排暖磨，A磨启动后也发挥了很好的作用，但在并网前6分钟启动D磨，而未能控制热负荷快速增长。尽管并网后快速加负荷，主汽温度仍然超温至550℃。（分析：一、由于上次停机前均抽过磨机，启动D磨后磨内细粉进入炉膛热负荷突增；二、本来打算启动C磨，但是由于两组滤网检修都在清洗，无法启动，后来选择启D磨，而D磨暖磨不充分磨机出口温度较低，造成煤粉着火推后；三、第二台磨机应该安排在并网后启动，可以降低操作难度。）
5、再热汽温开始一直偏高，影响加负荷。其原因首先是电负荷较低，蒸汽流量小，后来检查发现电泵中间抽头有内漏，手紧后事故喷水流量增加，汽温得到控制。
6、汽包差压水位计与就地水位计偏差较大（低150mm左右），严重影响水位调整和监视。后根据就地水位计修正差压水位计后正常。
三、应吸取的经验教训
1、3、4号机开机冲转前要启动第二台磨机提参数，冲转时必须收容量风减热负荷，因冲转时要求关完高旁，蒸汽流量会变小，二减后汽温控制不能超过350℃，送风电流不能超过42A，否则就可能超温。
2、采用汽泵补水思想上准备不充分，未能充分考虑到其操作上可能出现的困难，估计不足从而在水位调整时显得有些被动。
3、对于设备启动前状况不了解，B侧一级减温水调节门阀芯坏，流量不线性，没有想到应对措施，二减后温度控制过高达420℃，造成主汽温度控制不住，第一次超温至550℃，停D磨后又迅速降至375℃。第二次超温至554℃。4、不了解D磨启动前具体状况（磨内料位多少），未能预见运行后细粉较多热负荷上涨快引起超温。1月4日2号炉排烟温度上升停机分析报告一、运行工况
2号机组负荷198MW，主汽压力10.46MPa，A、B引风机、送风机、一次风机、汽泵运行，4台磨机运行，A/B侧排烟温度118/125℃。二、事故经过17：00A/B送风机电流51/51A，空预器出口风压1100/1100Pa，A/B侧排烟温度118/125℃，吹灰人员联系开始吹灰，炉膛负压在+200--+300Pa之间波动，3个火焰工业电视超温退出，调节2号炉A、B引风机变频器调整炉膛负压，经调整，加2号炉A、B引风机变频器至700转，炉膛负压仍然在+200--+300Pa之间波动，而且A引风机变频电流大幅波动，立即降A、B引风机变频器转速至590转，A、B引风机电流112/116A。17：252空预器出口烟温136/138℃，氧量5.2，负荷200MW。经引风机无法调整炉膛负压，减送风机电流来维持炉膛负压，17：33降A、B送风机电流至47/48A，空预器出口风压1000/1000Pa，空预器出口烟温138/142℃，炉膛负压仍然在+200--+300Pa大幅波动，通知吹灰人员停止吹灰，只对空预器吹灰。18：02降A、B送风机电流至43/43A，空预器出口风压370/570Pa，空预器出口烟温145/154℃，炉膛负压基本维持在+150--+50Pa波动。18：10观察空预器出口烟温上涨，加A、B送风机至45/43A，空预器出口风压837/892Pa，空预器出口烟温147/158℃。18：25因过、再热汽温上涨超温，且无法控制，降A、B送风机电流至39/40A，空预器出口风压189/189Pa，空预器出口烟温157/167℃。空预器电流开始上涨至8.5/8.3A。18：40空预器出口烟温180/195℃，立即减磨机热负荷，降低空预器出口烟温。18：47空预器出口烟温197/208℃，且上涨很快，判断为空预器二次燃烧，立即手动MFT，手动压负荷至8MW，手动停机。停机吹扫5分钟后，停运A、B引风机、送风机，关闭空预器入口烟气挡板、空预器入口一、二次风挡板。通知炉修班打开空预器热端烟气侧人孔检查没有发现二次燃烧，仍然怀疑冷端有二次燃烧，未启动送风机进行冷却，空预器出口烟温继续上涨至210℃，19：30B侧空预器电流大跳闸，盘车较紧，19：45A侧空预器电流大跳闸，盘车较松，21：10厂部安排将变频器出线改接到电源进线，在保安MCC处工频强启，A侧一次启动成功，B侧启动两次成功。
中班接班后21：00投入除氧器加热，22：30空预器工频运行电流稳定后，恢复成变频运行正常，机组准备启动，22：50点火正常，进行锅炉升温升压，22：40启动A/B前泵，冲转B小机，23：00启动B密封风机准备暖磨煤机，发现电机声音异常，事故按钮停运，启动A密封风机正常，变频启动A/B一次风机运行，23：15，A/B一次风机发重故障跳闸，交维护人员检查原因，23：40未查出原因，重新启动，23：45再次发重故障跳闸，继续交维护人员查找原因，仍未查出原因，00：18再次启动运行，启动C/D磨煤机运行，继续升温升压，00：55，主汽压力4.2MPa，主汽温度505℃，再热汽温度495℃，真空-82.26KPa，缸温474℃，开始冲转，01:16达到3000rpm，转速波动大，收关高旁后转速稳定，5日01：19并网成功，启动B/A磨煤机运行，逐步升负荷，摘油，投入电除尘。三、事故原因
1、炉膛正压的原因系炉膛吹灰引起，因空预器堵塞严重，经引风机调整仍无法维持负压，只有用调整送风机来维持。2、空预器出口烟温上涨原因。按常规减送风机电流来减送风量，期间18：00未抄表，未注意到空预器出口二次风
压下降和排烟温度上涨情况，当送风机电流降至38A后，由于空预器堵塞严重，出口二次风压下降严重，熄火前最低时只有100Pa左右，送风量很少，空预器换热量少，空预器出口烟温上涨。3、停机原因是观察到锅炉排烟温度上升，误判为空预器二次燃烧，手动停炉停机。
4、停炉后关闭档板，热量不能带走，对二次燃烧判断不准，未及时开启档板冷却，排烟温度上升至210℃，导致空
预器跳闸。四、经验教训
1、空预器堵塞严重，调整风量必须注意空预器出口二次风压和排烟温度的变化，每班必须至少吹灰两次。
2、判断空预器二次燃烧，即使熄火，降负荷后汽机也可维持运行一段时间，待打开人孔仔细检查确无二次燃烧，
迅速启动风机冷却后重新点火可避免一次非停。
3、2、4号炉空预器采用豪顿华密封技术改造，间隙小，可以正反转，停炉保温保压时热量不能带走排烟温度会
上升，必须开启人孔或者启动风机冷却，否则会导致空预器卡跳。
4、调节设备参数时必须要监视相关系统参数的变化，以保证对其它系统的影响在安全范围。5、重新启动过程中，由于协调配合上的原因，操作不当，调整不及时，主汽温度升至550℃。6、启动操作时间偏长，耗油量较多，主要原因为人员经验不足，要加强锻炼。关于1月7日3号炉C磨反转的分析报告
各大值：
201*年01月06日四值中班，23：40维护电气联系3号炉C磨电机已就位，线已接好，通知维护热工恢复温度测点接线，1月07日01：40热工通知温度线测点已接好，但由于是新换的电机，测点不一定对，需运行一段时间后方能检查测点是否接的正确，01：50测电机绝缘合格，送电，启动运行，检查电机转向正确，测电机前端振动最大39微米，后端最大52微米。维护电气交待电机振动有点大，需请示后再决定如何处理，恢复安全措施。
1月07日四值中班，21：00维护电气联系3号炉C磨慢传电机已装复，测慢传电机绝缘合格，送电试转转向正确，断电。送C磨电，22：08启动，测电机前后端轴承振动最大30微米，小齿轮轴承振动最大110微米，停运B磨备用。1月08日08：00分场检查发现3号炉C磨电机反转。
磨机运行中反转，容易引起磨机绞龙堵煤，正常运行中磨机传动齿地脚螺栓承受压应力，磨机反转后承受拉应力，长期反转运行，其地脚螺栓易拉断。球磨机电机检修后启动反转未检查到，11月在五值也发生过，分场也提出了考核，但四值未认真组织学习，未吸取教训，安排交代工作不到位，现场未认真与相邻磨机转向进行比较，检查走过场，值班员未认真看电机转向，单转电机和转磨机两次均未发现反转，再次发生同样问题，经过分场研究决定，考核四值200元。二值整个夜班巡检也未发现，，巡检不认真考核100元。
现4号机正在小修，6KV高压电机均抽芯检查，电机试转时必须认真检查转向，否则如是风机和泵反转，可能造成叶轮损坏或泵抱死，后果相当严重，希望各值认真吸取教训，避免4号机在启动过程中再发生类似的问题。
生产运行部
201*年01月11日
11月24日1号机A凝泵跳闸紧急停机报告
一、运行方式
负荷250MW,主汽压力15.8MPa，主汽温度539℃，再热汽温540℃,A、B引、送风机、一次风机，A密封风机，A、B、C、D磨运行，A、B小机运行，电泵备用，B凝泵电机下轴承温度高吊出检修，A凝泵运行异音大且下轴承温度77.8℃，精处理投入运行。二、事故过程
22日2：30发现A凝泵电机下轴承温度上涨较快，最高到95℃，就地检查无异常，将其切换至B凝泵工频运行，将A凝泵倒为工频备用，通知检修检查，其交代夜间不好工作，作紧急备用。9：20发现B凝泵电机声音异常联系维护检查后交代无问题。19：20维护联系启动A凝泵变频运行，检查A凝泵电机下轴承温度测点测量正常，稳定后停运B凝泵备用。23：00A凝泵电机下轴承温度由61℃逐渐涨至70℃，通知维护检查，回复维持运行，待涨至80℃时再通知其检查，23：30该轴承温度涨至80℃并迅速上升，将A凝泵切至B凝泵运行，就地测A凝泵电机下轴承温度70℃，另B凝泵电机异音较大，通知维护检查，回复A凝泵暂作紧急备用，明日检查处理，B凝泵白天检查过，可以运行。A凝泵电机下轴承要求补油，通知维护，其交代正在作A凝泵电机下轴承加油准备工作。
23日7：30维护到场后启动A凝泵运行并进行加油，停运B凝泵，观察A凝泵运行情况，并交待温度升至85℃时将其停运。15：45启动B凝泵试供高压班及生技部检查电机下轴承异音缺陷，维护检查交待下轴承有问题，暂时作紧急备用，明日来处理。24日08：00断1号机B凝泵电机电机电源，检查电机轴承。11：00A凝泵电机下轴承处从65℃缓慢上升至70.5℃，联系维护，其交代观察运行，待温度升至73℃以上即联系加风扇强制冷却。12：00联系维护加风扇强制冷却，12：30温度升至78℃，汇报厂部，压负荷至270MW。13：18温度最高至80.64℃，之后开始下降。14：25温度又从77℃升至78℃，联系维护。
14：50A凝泵电机异音大，汇报厂部申请停运处理，回复维持运行，加强监视，令人员作好A凝泵跳闸紧急停机事故预想，汇报中调申请降负荷至200MW，回复同意并要求尽快恢复B凝泵运行。
15：15经维护和厂部同意，现场对1号机A凝泵电机下轴承淋水并加油脂。该轴承温度逐渐下降。15：40A凝泵电机下轴承温度降至58℃并稳定，停止淋水观察轴承温度变化情况。
15：45A凝泵电机下轴承温度开始上升，且电机已间断有明显金属撞击声。汇报厂部并申请停运处理，回复维持运行，避免停机。交待巡操，如金属撞击声出现后未瞬时消失或振动剧烈增大等现象不能维持运行，立即就地停运。15：50A凝泵电机下轴承温度上升至67℃并继续上升，继续淋水。
16：00巡操发现A凝泵就地异音、振动增大，转子堵转，立即手动事故按钮将其停运，1号机手动打闸，联动MFT正常，6KV厂用电切换正常，发变组未解列（逆功率未到），手动解列发变组，收关高低旁、管道疏水，凝结水管道振动大，关闭#5低加出口电动门后振动减小。转速降至1200rpm启动A顶轴油泵运行。16：16破坏真空，16：40真空到0，停运轴封汽系统。16：45转速到0，投运盘车。16：30化学通知1号精处理高混跑树脂。
19：30B凝泵处理好，运行正常。21：30投入轴封汽，启动A、B真空泵运行，21：25启动1号炉A、B引风机、送风机，锅炉点火，汇报中调。21：40锅炉给水、蒸汽流量为0，给水旁路开度为0，电泵勺管开度44％，再循环开度95％，21：44逐渐开启高低旁后，水位上涨最高至111mm，将电泵勺管开度从44％降为34％，给水压力从12.08降为10.48MPa，22：02水位－269mm，22：02，汽包水位低MFT动作，开启给水旁路，电泵勺管开度34％升至67％，再循环开度从95％关至50％，给水流量381T/H，水位逐渐恢复。
22：40启动C磨运行，22：50主汽压力8.9MPa，主汽温度489度，大机冲转，22：55转速3000转，用5011开关并网成功，用5022开关同期合环，23：10切换厂用电正常，启动A、D、B磨机升负荷至200MW，23：30拆除所有油抢，投入电除尘运行。
二、事故原因设备质量差。A凝泵电机轴承10月26日才更换，B凝泵电机轴承8月5日才更换就损坏。
检修不及时。22日中班1号机A凝泵电机下轴承温度达78℃后上升过快，紧急停运后最高升至95℃，及时切换至B凝泵运行也不正常。23日A凝泵电机下轴承补油后早上启动后维持运行，白班试转B凝泵确定电机下轴承需更换，却未及时开工，待24日早上才开始工作。
3、精处理高混跑树脂是因为A凝泵停运后，凝结水管道失压后，导致凝结水回流将树脂反冲进精处理进
口凝结水管道和凝汽器中。
4、凝结水管道振动大是因凝结水管道失压后，除氧器热汽冲进凝结水管道引起，关闭#5低加出口电动门
后振动减小。
5、锅炉点火后水位低熄火是水位调整存在问题。当时汽机未冲转，升参数开启高低旁时出现虚假水位而
上升，在蒸汽流量开始增加时反而关小电泵勺管开度，在开大高低旁时不及时进行补水(水位变化过程有4分钟)，最终造成低水位熄火。
三、存在的问题及经验教训：
1、B凝泵在10月24日12：58就发现电机下轴承温度上涨，就地检查有异音，只对电机下轴承加油，未继续运行观察发展情况也未作进一步处理。不是处于良好备用状态，以后设备有问题要继续运行让问题充分暴露便于判断。2、在1号机B凝泵检修，A凝泵严重异常极有可能停机的情况下，作事故预想时未考虑到先将精处理解列。以后在凝结水系统异常时应联系炉内值班员先将精处理解列。
3、A凝泵停运后，由于无备用泵，凝结水失压后除氧器热源倒至凝结水管道，引起管道振动，在关闭5号低加出口电动门后振动消失。
4、A凝泵停运后，由于无备用泵，凝汽器水位上升至满量程，危及真空泵运行，及时将真空泵停运。在这种情况下，应维持凝汽器低水位运行。
5、停机后发现3号高加水侧漏，检查确实有换热管漏。
6、锅炉人员技术水平不高。在给水旁路未开汽包没有进行补水的情况下开汽机高旁出现水位上涨，显然是虚假水位，不进行分析就盲目降低电泵勺管开度导致低水位熄火，说明技术水平还有待加强。
生产运行部201*．12．7
关于冷却塔防覆冰的反措
201*年1月贵州遭遇凝冻天气，造成全省大面积停电，我厂四台机组相应停运，冷却塔结冰严重,为保证09年冬季机组的安全运行，特拟定冷却塔防覆冰反措：
1、环境温度低于零度，运行人员应加强对循环水大池的巡检，检查冷却塔结冰情况，发现结冰，副操做好记录；2、冷却塔结冰后，每天巡检时注意结冰是否增大，如结冰增大应汇报值长，分场，白天时应及时组织人员打冰，防止结冰过大将冷却塔喷淋装冻坏；
3、环境温度较低，如果机组运行时，运行人员应注意监视循环水进水间水位，防止冰渣堵塞进水隔栅板，造成循环进水间水位偏低，影响循环水泵正常运行，操作员站上滤网前、后水位不能低于6m，如发现滤网前、后水位下降，应适当增加机组热负荷，同时应汇报分场、厂部，立即组织人员消除进水隔栅板冰渣，运行人员禁止启动清污机运行，防止滤网上覆冰，引起清污机过负荷，造成清污机链条断裂；
4、如遇一台机组运行，另一台机组停运，两台机组循环水泵运行时，运行人员应注意停运机组运行的循环水泵，防止冰渣堵塞进水隔栅板，引起运行机组大池水位满水的发生，如运行停运机组进水隔栅板堵塞，应立即停运该循泵，关闭进、出口联络闸板；
4、如遇两台机组停运，循环水泵无冷却水时，环境温度低于10℃以下时，应将工业水至循泵冷却水开启，保证循泵冷却水畅通，防止管道结冰造成管道冻坏；
5、如遇一台机组运行，另一台机组停运时，环境温度零度时，应开启循环水进水联络门，稍开出口电动门，保证停运冷却塔有一定的流水量，防止冷却塔的结冰；
6、建议增加循环水进口滤网前、后水位报警，报警值6m，以便提醒运行人员注意循环水大池的水位；生产运行部
201*年11月17日
1、2、10月13日2号炉熄火分析
一、运行方式：
2号机负荷300MW，主汽压力16.31Mpa，氧量3.06%，A、B引、送风机及一次风机运行，A、B、C、D磨机运行，A密封风机运行，B密封风机备用，A、B小机运行，电泵勺管输出与反馈不一致，可以备用。锅炉燃用低硫煤，磨内压力维持在3000Pa至3200Pa之间，燃烧稳定。二、经过：
7：17，2号炉燃烧开始晃动，立即进行收风调整，A送从99A降至64A，B送从80A降至70A，燃烧稳定后将A送加至78A，燃烧重新稳定，07：20，MFT动作，锅炉熄火，首出“全炉膛灭火”，设备联动正常，进行熄火处理，07：26重新点火成功，逐渐升负荷。
7：33启动A一次风机正常，B一次风机启动后变频器电流返回到26A跳闸，检查变频器上发“过电压”，将其复位，7：38启动B一次风机后变频器电流111A，约15秒未返回将其停运，变频器上发“熔断器熔断”，通知维护人员检查，A一次风机单风机运行，继续升负荷，测B一次风机电机绝缘合格，维护人员未检查出原因，将其倒为工频方式，通知高压电气检查。
8：07油枪剩余两支，负荷180MW，燃烧突然恶化，火焰电视全黑，火检信号全无，“全炉膛灭火”保护未动作，立即手动MFT，重新点火恢复，启动A一次风机运行，B一次风机开关在试验位均一合即跳，交维护检修人员继续查找原因，8：40负荷180MW撤完全部油枪。
早班接班后8：57B一次风机开关在试验位试合，联开出口档板，一次风压从4.3Kpa降至3.3Kpa，燃烧变差，将出口档板“禁操”，检查B一次风机反转快，关闭一次风机开关出口联络门和B空预器出口热一次风门降低反转转速，手紧出口档板，联系检修刹车。
9：59检查B一次风机变频器无异常，变频启动，因出口档板“禁操”未联开，1分钟后跳闸。
10：58联系热工将出口档板关闭状态解除，变频启动后缓慢开启出口档板和热一次风门，期间因出口档板手紧过，未开出就开启了热一次风门也造成一次风压下降，燃烧变差。三、存在的问题：
1、第一次熄火是由于3：30开始上低硫煤，7：20煤质变化，燃烧变化，火检较灵敏，“全炉膛灭火”保护动作。2、第二次熄火是拆油枪未注意观察效果，拆倒数第三支油枪后，主汽压力开始下降，从15.20降至14.74Mpa时手动MFT。
3、B一次风机3次均启动不起。前两次跳闸均是入口导叶卡在20%开度未关完，反转快，变频器启动后过流停运。要求启动一次风机必须检查入口导叶全关。第三次跳闸是因出口档板“禁操”未联开，1分钟后跳闸。4、电泵勺管输出与反馈偏差大，输出100%反馈为40%，给水位调节带来了极大的困难。
生产运行部201*.10.29
10月20日3号炉熄火的分析报告
一、运行方式
201*年10月20日，3号机负荷240MW，AGC未投入，主汽压力13.41MPa，主汽温度540.7℃，再热汽温541℃，B、C、D磨运行，氧量4.1％。3号炉A磨由于小齿轮振动大停运抢修，D1给煤机频繁断煤（从接班到熄火前断煤多达7、8次），D2给煤机煤量一直保持最大，D磨料位长期建立不起，A、B引、送风机及一次风机运行，B密封风机运行，A密封风机备用，A、B小机运行，电泵备用。一次风母管压力9.2KPa，各磨机热风门全开，容量风门75%左右。二、事故经过
06：28：38，3号炉燃烧突然恶化，负压突降到－970Pa，立即收风调整，A送风机电流由48.8A收至38A，B送风机电流由48.8A收至39A，06：30，3号炉氧量升至11.2%，工业电视四角均黑，判断为锅炉熄火,手动MFT停炉，检查各设备联动正常，电泵联动成功向汽包补水至正常，立即启动吹扫。汽机手动减负荷至25MW，打闸A、B汽泵。06：35锅炉点火成功，分别启动密封风机和一次风机运行，依次启动C、D、B磨机运行，逐渐升负荷至200MW，拆除油枪，投入电除尘运行。三、事故原因由于3号炉A磨小齿轮振动大停运抢修，一次风母管压力较高达9.2KPa，带粉较粗，着火慢，抗扰动能力差。3号炉D1给煤机10月07日21：20由于皮带断，检修无给煤机皮带更换，D1给煤机煤仓长时间停运，给煤机下煤不正常，检修起来后频繁断煤，造成3号炉D磨料位长时间低，遇上煤质突变，燃烧恶化。四、暴露出的问题
1、近段时间3、4炉熄火，绝大部分是由于磨机检修，三磨运行，顶带负荷，一次风压过高，带粉较粗，着火慢，抗扰动能力差，有煤质变化等扰动就易熄火。要求3、4炉三磨运行，一次风母管压力必须在维持8.5KPa以内，氧量不超过4.5%，以增强燃烧抗扰动能力。
2、D1给煤机频繁断煤，造成3号炉D磨料位长时间低，是造成熄火的另一隐患。要求断煤时必须减少该磨风量，维持料位，不能强顶带负荷，否则造成熄火得不偿失。
3、锅炉熄火恢复中，由于一次风机跳闸后需就地复位，延误启动时间。后查是熄火跳闸信号是长信号复不了位，已改成短信号。
4、汽机B汽泵最小流量再循环调节门关不下来，后热工手动强制关闭。
5、由于3号炉给水旁路调节门盘根漏，3号炉给水旁路调节门前、后电动门一直保持关闭并断其电源，锅炉熄火后给水未能切至旁路，水位调节困难，打闸A、B小机，用电泵补水。此时无法憋起减温水压力，所以升热负荷不能太快。
生产运行部201*.10.29关于空预器堵塞严重保证送风机安全运行的反措
现2号炉B送风机叶片损坏，备品生产运输预计需40天左右，影响很大，为保证送风机安全运行，拟定如下措施：
1、由于燃煤灰分、硫分较设计值大，运行中灰在空预器蓄热元件上粘结快，空预器停炉清洗也无法洗
干净，堵塞严重。机组刚移交300MMW时，空预器送风侧压差1、2号炉为800Pa左右，3、4号炉为600Pa左右，现各台的压差均大幅增加。要求对所有空预器每班接班后1.5小时和3.5小时各吹灰一次，如夜班6：00和白班18：00在吹灰，班中第二次吹灰可不进行，通过压差等查实未按规定吹灰，严加考核。
2、送风机出现失速、踹振报警、电流波动超过3A，必须迅速降低送风机出力，直至消除为止，立即对
空预器吹灰后，才能逐渐增加出力，观察异常是否已消除。
3、吹灰前至少疏水5分钟以上，防止水分引起灰分粘结加剧堵塞。
生产运行部201*.10.23
关于4号炉A侧拱上水冷壁泄漏的反措
目前4号炉A侧水冷壁漏点较小，为维持运行，拟订以下反措：
1．A侧１２.６m往上楼梯设围栏，挂“蒸汽泄露，禁止通行”警告牌。2．锅炉本体及附近工作，必须严格要求穿好防火服，防止漏点突然爆漏伤人。3．4号机组主汽压力不能超过16.0MPa，汽机调门全开，负荷不能超过300MW，申请解除AGC运行。4．上班期间注意监视机组给水流量与蒸汽流量之差是否增大，汽机补水流量是否增大，A、B侧烟温差是
否增大，泄露声音是否增大，有明显扩大，及时汇报。
5．上班期间作好漏点突然增大，水位无法维持，紧急停炉停机的事故预想。
生产运行部
201*年10月3日
1-4号炉一次风机及增压风机变频器室空调频繁跳闸的反措
由于近期电除尘放灰，造成1-4号炉一次风机及增压风机变频器室空调室外机堵灰而频繁跳闸；空调跳闸后将造成变频器温度高而跳闸，严重影响设备安全运行。由于集控无温度监视，因此要求电气接班及班中均应检查空调运行情况，锅炉巡检时也要检查其室外机是否运行正常，当发现室外机积灰严重时应及时通知检修清洗。生产运行部201*．9．30
关于#2炉捞渣机不正常的反措
近期，#2炉活动渣斗移动不灵活，捞渣机启动不起导致多次放渣，为减少放渣，在渣斗行走轮处理好之前，拟订如下反措请认真执行：
1、任何原因导致捞渣机停运1小时后，必须立即关闭水封档板，降负荷至180MW以下，氧量维持在4.5以上。2、捞渣机运行中如驱动小链条跳链，必须立即通知检修张紧减速器，拉紧小链条，同时视渣量情况打开船体人孔冲渣。如活动渣斗不能移动，必须立即通知检修用手动葫芦辅助移动。
3、捞渣机启动正常后，必须待余焦拉完后，才能按从机头到机尾顺序放水封档板。放档板前，必须先检查焦堆积高度，如焦多（如堆到3m层看火孔），放渣时不能全开内外侧门，必须先微松外侧门，立即关闭，观察落渣及捞渣机斜坡段渣量多少再决定是否再放渣。
生产运行部201*．9．29
锅炉运行中防止空预器发生二次燃烧的反措
我厂1、2号炉空预器为哈尔滨锅炉厂配置的17.YX3300.001型回转式空预器，其传热元件材料为热端碳钢、热端中间层CORTEN钢、冷端SPCC-SD钢，3、4号炉空预器为东方锅炉厂配置的LAP10320/883型回转式空预器，其传热元件材料为热端碳钢、冷端低合金钢。回转式空预器的蓄热元件放置在扇形隔仓内，由于流通空间狭小，很容易造成可燃物的沉积，发生二次燃烧。空预器发生二次燃烧的原因主要有：a、燃料燃烧不完全，未燃烧或未燃尽的可燃物在空预器蓄热元件内沉积。这种情况主要有：正常运行时，燃烧调整不当，风量不足或配风不合理，造成燃烧不完全；低负荷运行时间过长，燃烧不稳定，烟速低，未燃尽可燃物在蓄热元件上沉积，油枪雾化效果不好，造成残油粘附到波纹板上；油煤混燃时，煤粉燃烧不完全，残油粘附未燃尽煤粉沉积在蓄热元件上。b、空预器吹灰器未按要求投用或吹灰效果不良、运行人员对二次燃烧判断不及时。
空预器蓄热元件上可燃物发生二次燃烧的温度通常在250～400℃，而在残油沉积较多时，可降低到150℃左右，因此机组在开停机和运行中空预器蓄热元件上都有可能发生二次燃烧，特别是开停机和机组负荷较低时更易发生。根据厂家提供资料，结合空预器蓄热元件材料的允许温度，空预器进口烟温运行中不得超过438℃，空预器进口烟温若超过482℃，空预器蓄热元件将完全损坏。
空预器发生二次燃烧的判断方法：a、锅炉运行状态下，单侧排烟温度不正常升高，超过正常温度50℃以上，并且A、B侧排烟温度出现较大偏差。b、锅炉运行状态下，空预器烟气出口温度（排烟温度)高于或接近于进口温度，或者空预器烟气和空气出口温度不正常升高50℃以上，并无法用正常运行状况进行解释；锅炉在停运状态下，空预器烟气和空气出口温度不降反升，且高于进口温度。c、空预器电流摆动大、不正常升高，空预器异常跳闸，主副电机启动不起来。d、锅炉在燃烧熄灭后，烟囱还在冒黑烟。e、空预器外壳温度较高，严重时有烧红迹象。f、从空预器不严密处向外冒烟气。为防止空预器发生二次燃烧，损坏空预器，特制定如下控制措施，望认真执行：1、
锅炉在纯燃油工况下运行，在投入油枪时，应随时观察油枪雾化情况，合理配风，雾化效果差时应联系检修清洗，检修应利用停炉机会分别对油枪雾化片检查清洗。
2、
锅炉在油煤混燃工况下，锅炉磨机启动暖磨必需充分，磨出口温度达70度以上方可投粉，投粉后注意监视空预器两侧进出口烟温、风温变化。
3、
对空预器吹灰作如下规定（主要针对开停机和重要辅机故障停运锅炉低氧量运行时，正常运行时按原规定执行）：
（1）开机过程中锅炉未全部摘油之前，空预器连续吹灰，空预器吹灰不能正常投入时，锅炉不能点火，必须等检修处理好后方可点火;（2）锅炉停炉过程中，机组负荷低于150MW以下时，空预器投连续吹灰；（3）锅炉熄火停运后（锅炉风机通风吹扫停运风机之前），应对空预器吹灰一次；（4）锅炉正常运行中熄火恢复直至锅炉油枪全摘完，这期间空预器连续吹灰；（5）锅炉重要辅机故障，如单引送风机运行，单侧一次风机运行，两磨运行等燃烧工况较差以及低氧量运行时，空预器吹灰时间为每小时一次，并汇报分场值班领导是否有别要连续吹灰；
4、
锅炉正常运行中应严格控制空预器进口烟温不超过438℃，当烟温超过438℃时，锅炉应吹灰一次，否则应降负荷处理。
当空预器发生二次燃烧时，锅炉应按如下处理：
（1）运行锅炉发现空预器二次燃烧，应立即手动MFT，紧急停炉；立即停运所有引风机、送风机和一次风机，紧急退出电除尘器各电场的运行；关闭烟、风挡板，严禁对空预器通风。
（2）打开蒸汽吹灰装置对空预器吹扫同时打开水冲洗系统阀门和消防水系统阀门进行水冲洗，打开空预器下部灰斗排水口排水。为防止导向轴承油室着火，应采取措施对导向轴承油室进行水浇降温。
（3）通知检修提升空预器扇形板，当空预器跳闸、主副电机启动不起来时，应手动盘转空预器（2、4号炉可以正反盘，1、3号炉只能正盘），在盘不动时，应打开侧壳体板上的人孔门，用撬杠进行左右盘转。
（4）当确认二次燃烧已被彻底扑灭后，停止蒸汽吹扫和关闭水冲洗阀门和消防水门。在进入空预器内部检查时，应手持灭火器材，扑灭残存火源。
生产运行部
201*年09月24日机组运行中捞渣机水封挡板液压泵试转的规定
为了防止捞渣机出现故障停运后，捞渣机水封挡板液压泵打不起压，扩大异常，影响机组带负荷。经运行部研究决定，每月1日及15日白班定期试转运行机组捞渣机水封挡板液压泵（不能动水封挡板），检查油泵是否打压正常，并做好记录及台帐（在值长管理班长台帐内），记录清楚油压，若发现异常及时通知相关部门处理。保证其正常备用。
生产运行部
201*年9月21日
8月3日4号机开机及超温总结
一、开机过程：
2日20：50接厂部通知4号机组3日14：00前并网。20：50投入除氧器加热，21：36主给水电动门盘根更换完毕，23：45水冷壁漏点处理完毕，启动A、B前泵向锅炉上水，3日2：10汽包上至可见水位，停止进水，投入炉底加热。
3日5：55启动A凝泵，暖汽机轴封。7：40启动3、4号机C循泵。3日夜班交班前与中调联系确认可以12:00前并网,9：40汽包壁温120℃,启动A、B引、送风机，9：45锅炉点火成功，此时汽机缸温330℃,要求锅炉冲转汽温430℃以上。
10：45投入9支油枪，启动C磨运行，11：08为尽快提高汽温冲转，启动D磨运行，投入11支油枪，C、D磨共投入5根粉管。
11：35主汽压力4.5MPa，主再汽温445/395℃，收关高、低旁，汽机挂闸冲转，11：51机组达到并网条件，收弱燃烧，将C磨负荷风门从35%收到18%，D磨负荷风门从45%收到20%，A侧二减后温度430℃，B侧二减后温度364℃，11：54机组并网成功，并网后迅速将负荷加到70MW，由于再热汽温上涨较快，全开事故喷水。将A、B侧送风机电流从62A收到41A，将过热烟气档板从0%开到100%，B侧再热烟气档板从100%收到37%，A侧再热烟气档板从100%收到83%处卡涩，14min后由检修处理好。11：56由于主汽温仍在上涨，将C磨负荷风门从19%收到0%。11：57主汽温最高涨到554℃。11：59主汽温下降后，恢复热负荷，将C磨负荷风门从0%开到55%，12：03将D磨负荷风门从20%开到48%。在12：07由于再热汽温上涨，将A、B侧再热烟气档板收到0%。12：12开启高旁（15%）低旁（40％），再热汽温在12：16最高涨到571℃回落。汽温正常后启动A、B磨，逐渐加负荷，11：55撤出所有油枪，投入电除尘。本次开机用油29.2t。二、存在的问题及总结：1、由于主给水电动门及水冷壁抢修工作结束比较晚，再加上4号炉炉底加热效果不好，点火时汽包壁温只有
120℃，增加了开机油耗。
2、机组并网后主、再热汽温超温，等待汽温回落，不敢加热负荷，也增加了开机油耗。3、A、B、D磨停炉时抽空，重新建立料位影响了约30分钟。4、主汽温超温原因：一是锅炉热负荷顶得高，这次开机锅炉侧是冷态，汽机缸温是热态，在冲转前为了尽快涨
汽温达到冲转参数，启动C、D磨机，11支油枪，C、D磨共投入5根粉管。二是冲转过程中因高旁全关蒸汽流量减少。三是机组并网后，热负荷高，且减温水开得不够（当时一、二减开度50%左右，二减后汽温A/B侧过高达430/364℃），造成锅炉主汽温超温。以后#3、4炉冲转开始就要将二减后汽温控制在340℃以内，如果控制不住，必须减热负荷，主汽温控制住再热汽温才不会超温。
5、再热汽温超温：机组并网后，由于风量大（62A），且收风不及时，而且风量也没有收到位（收到41A），再加
上锅炉热负荷高，造成再热汽温在并网后快速上涨，再由于A侧再热烟气挡板卡涩在高位，卡了大约14min，最终引起再热汽温超到571℃。控制再热汽温不超温主要在于主汽温不超温、收风减少烟气流量、及时加负荷。
6、A侧一减调门不能远方操作，增加了汽温调节的难度。7、高旁关不严，虽已手动关闭，但高旁后温度仍有337℃。
生产运行部201*.8.2号机7月22日开机总结
一、开机过程
7月21日11:00，接开机令22日10:00并网，通知检修部门完成尾工退票。15：10向除氧器上水。16：00投入除氧器加热。17：00除氧器水温136℃，汽包壁温71℃，向锅炉上水，发现A汽泵再循环电动门密封漏，A前置泵自由端漏水，维持运行上水。17：30开启循环水至除灰管道升压泵进口门向循环水注水。18：00锅炉可见水位，停运A/B前置泵，投入炉底加热，断A前置泵电源，消压放水，做好安措，通知检修处理再循环电动门密封漏缺陷。18：20汽包壁温90℃关闭汽包空气门。18：30发现主给水电动门保温壳滴水，通知检修检查需带压堵漏。
22：00锅炉起压，主汽压力0.5MPa，汽机排汽温度从37℃涨到48℃，变频启动A凝泵变频运行，22：00A凝泵跳闸，联系维护何祖明检查后交代为变频器外设故障，因排汽温度高，启动B凝泵运行，发现B凝泵盘根冒烟，立即停运，联系检修松盘根处理好，试转正常。23：00维护联系变频启动A凝泵，23：40A凝泵再次跳闸，联系维护通过断控制电源处理好，估计是干扰引起。
23日6：00启动2号炉A、B引风机、送风机，锅炉点火，此时汽包壁温190℃。7：00启动A、B一次风机，A密封风机运行，暖B磨，7：35启动B磨运行，B1给煤机包煤，7：35发现A密封风机机械轴承振动大，立即启动B密封风机，停运A密封风机。
8：04主汽压力2.5MPa，主/再热蒸汽温度380/375℃，大机冲转。8：23冲转至3000转，用5023开关并网成功，用5022开关同期合环。8：35启动C磨运行。9：20启动A磨煤机，发现A1给煤机反转，通知检修处理好，9：25开启2号炉主给水电动门，通知张平带压堵漏。
9：35启动2号炉D磨煤机运行，负荷125MW，主汽压力10MPa，油枪6支，摘除油枪到第三支时，燃烧变差，投入三支油枪，正压熄火，送风机跳，油组未跳闸，减温水未联关。重新启动送风机点火，逐步启动A/B/C/D磨煤机运行。10：00发现2号炉A1/A2给煤机清扫链反向，停运断电。10：30摘除油枪，投入2号炉电除尘，用油32吨。11：00向中调申请投入2号机AGC。12：00回收汽泵、轴加密封水，收关汽机疏水。14：15检修联系B1给煤机送电，打开下闸板，调好皮带。二、经验教训
1、由于人手紧张，操作多，现场混乱。
2、高辅压力一直维持在2.4MPa左右，炉底加热效果较好，点火时汽包壁温达190℃。
2、A密封风机机械轴承振动大，冷却水管拉脱，原因是靠叶轮机械轴承箱地脚螺丝处箱体破裂（铸造件），另一端地脚螺丝松脱引起。检修已将机械轴承箱用铁板临时包夹。
3、熄火原因一是摘油时磨机料位低，热负荷低，炉膛温度低。虽然四台磨煤机已启动，但料位计坏，无法监视料位，担心磨煤机堵塞，下煤量偏小，料位偏低，磨内压力达3000Pa左右时，送入炉膛煤粉量少，热负荷低。在磨机入口一次风温只有325℃情况下，，磨机出口一次风温就达130℃左右，说明实际料位偏低，热负荷低，所以并网70分钟后主汽压力只有10MPa，负荷只有125MW，炉膛出口烟温A/B侧463/482℃。
4、二是摘油时间隔时间过短，未仔细观察主汽压力和炉膛出口温度变化情况，燃烧开始变差。摘除油枪到第二支时，压力停止上涨，摘除油枪到第三支时，压力开始下降，炉膛出口烟温A侧降到438℃，火焰工业电视变暗，负压开始波动，投入三支油枪，爆燃正压熄火。
5、升炉和熄火恢复主要区别在于炉温低和需建立磨机料位，根据磨机料位显示和出口温度逐台建好料位，摘油不可过早，应在150MW后开始，并注意调整送风电流在43A左右，逐支摘油应有间隔，期间注意观察主汽压力和炉膛出口温度变化情况，如果开始下降，应恢复油枪。
生产运行部201*.7.27
#3炉主给水电动门盘根漏运行反措
现阶段#3炉主给水电动门盘根漏，检修已试紧盘根几次，盘根已不能再紧，现采用带压堵漏注胶方式处理后断电，3号机组运行过程中包括熄火跳机等均不能操作主给水电动门，防止主给水电动门盘根冲破，大量高压高温的蒸汽冲出危及人生设备安全，特制定如下规定：
1、锅炉运行中主给水电动门断电，盘上CRT上设禁操；
2、3号炉12.6米电动门配电盘两侧设安全围栏，并挂安全警告牌；3、锅炉运行中加强监盘巡检质量，防止锅炉熄火；4、运行中3号炉熄火时，处理时应注意如下几点：
（1）刚熄火时，关闭给水孔板门，用给泵再循环配合转速调节，控制给水流量不要超过200T/h；
（2）当汽包水位开始上涨时，用给泵再循环配合转速调节，将给水流量减到100T/h以下，若小机转速已降到
3100r/min时，此时尽量采用电泵来调节，并将汽泵出口电动门关闭；
（3）锅炉汽包水位调好以后，恢复时一定要缓慢，恢复速度以锅炉过再热汽温能控制为准；
（4）若在处理过程中锅炉汽包水位控制不住，水位高到+250mm汽机未跳闸时，要果断停机，防止汽机水冲击；
生产运行部201*．6．26
关于锅炉定排的补充规定
因#3、4炉锅炉定排的管子较多，排污时需逐根排放，排污时间长，操作量大，晚上操作效果差，特对锅炉排污做如下规定：
1、每星期一、三白班对锅炉进行定排，星期一对#1和#3进行定排，星期三对#2和#4炉进行定排，定排时必须逐根排放，每根排放时间不少于30秒。如遇特殊情况白班未定排，必须经分场领导同意后，可推至中班执行。2、化学炉内值班员必须对锅炉排污操作进行监督检查，对排污情况做好记录，如未按规定执行将严加考核。3、排污操作结束后值长或单元长必须汇报分场值班人员，以便对排污效果进行检查。本规定从201*年6月18日开始执行。
生产运行部201*年6月17日关于#2炉主给水电动闸板门门芯脱落的反措
6月10日早班，#2炉启动，切换给水过程中，远方开启主给水电动闸板门约2cm行程后，发现阀杆转动，厂部判断门芯已脱落，经试验可带240MW运行，经厂部研究维持运行，待有停机机会处理，特拟订如下反措
1、汽机全开调门，滑压运行，以降低主汽压力和给水压力。
2、负荷维持在240MW以下，给水压力维持在16MPa以下，给水母管压力与汽包压力之差维持在2.5MPa以
下。
3、给水操作平台所有电动门、调门包括上水电动门保持全开，通过汽泵调节水位。4、给水自动必须工作正常，否则立即联系处理。
5、每班必须校核汽包各水位计并作好记录，偏差超过40mm必须通知处理。6、定排必须在低负荷下进行。
7、熄火处理时注意主给水电动闸板门有一定漏流量，监视给水流量，防止高水位。
生产运行部
201*年6月11日
关于解除机组AGC造成的异常及反措
近段时间以来，由于锅炉主/再热汽温调整不当，各值为防止超温，均频繁解除AGC手动大幅度快速加负荷，最高的达100MW，电压下降，为保网上安全，PSS设动作较灵敏，急剧加励磁，造成机端电压大幅波动，给机组正常运行带来极大的安全隐患。5月25日四值早班因4号机再热汽温高，为防止超温，解除AGC手动加负荷，从180MW加到240MW，期间4号发电机机端电压波动，从19.85kV下降到19.42kV，PSS动作，机端电压升到20.77kV，6kVⅣA段电压由6.21kV升到6.63kV，6kVⅣB段电压由6.25kV升到6.68kV，造成4号炉12.6米热控配电盘电压高，电源一自动切换到电源二，切换过程中热控配电盘短时失电，此时4号炉工业电视，A、B、C、D磨负荷风门、热风门及密封风调门短时失电。A磨热风门复电后自动关闭，主汽压力下降较快，立即投入两支油枪稳燃，将该门开出，险些造成熄火。因解除AGC加负荷二值、三值均出现过异常，但均未汇报并作记录，隐瞒事实。
急剧升降负荷，对汽机本体参数、叶片寿命、电压、锅炉水位都有影响，为防止类似的情况发生，保证机组安全运行，特作以下措施及规定：
1、各值加强培训，精心操作，对汽温的调整要把握好勤观察，提前调整的原则，尽量防止超温，减少解除AGC次数。2、维护电气已将#4机热控配电盘电源切换电压值（低/高）190/250V改到150/300V，避免切换过程中造成锅炉熄火
事故。
3、解除AGC加负荷幅度不得超过40MW，否则每次考核100元，造成严重后果的按厂有关规定执行。
4、负荷风门复电自动关闭目前无法解决，在机端电压波动时电气应及时通知锅炉检查各风门状态，以防扩大事故。5、解除AGC加负荷时要注意监视机端电压、6KV电压、无功及PSS变化及动作情况，并检查发电机本体参数是否正
常。
6、未经厂部或中调同意，不得退出PSS装运行。
7、注意监视汽轮机振动、轴向位移、瓦温及其它本体参数的变化。生产运行部
201*年5月26日
4月21日2号机开机中两次MFT动作及A1煤机牙箱拉坏分析报告一、开机过程
2：26，锅炉点火，停运炉底加热,汽包壁温180℃,汽机高压缸调节级内上壁金属温度为170℃。
2：00启动2号机A/B前泵运行，发现B前泵油位下降快，A前泵机封甩水大，将其停运，通知检修处理。3：10启B前泵运行，冲转B小机至3100rpm/min。
4：20主汽压力压力3.39MPa,主汽温度为342℃,再热汽压力0.0MPa,再热汽温度335℃,04：202号机挂闸，作HPT电磁阀试验合格后开始冲转。
4：30汽机检修李波检查A前泵后交待需调整传动端机封，停运A汽泵组，A前泵断电，5：102号机转速至3000rpm/min，作喷油试验合格，向中调曹杰申请用5023开关并网，用5022开关合环,逐渐启动3台磨煤机加负荷至160MW。
6：10A前泵机封调整结束，送电，启动运行，冲转A汽泵。6：21锅炉汽包水位低低熄火，吹扫完成后点火恢复。
6：50汽包水位低低熄火，吹扫后点火成功，逐渐恢复运行，负荷至170MW拆除全部油枪，投入电除尘。两次熄火前各主要参数调整情况如下：时间负荷MW6：16＇06＇＇1586：16＇06＇＇1606：18＇05＇＇1656：19＇10＇＇1656：20＇15＇＇1656：20＇32＇＇1646：20＇58＇＇1616：21＇17＇＇1616：21＇41＇＇1616：47＇00＇＇836：47＇35＇＇876：48＇00＇＇886：48＇05＇＇90主气压力Mpa11.111.111.211.011.010.910.810.810.95.95.96.26.2蒸汽流量t/h588595610606597588577576580339339348353给水流量t/h579613650639660689702655669390470407399减温水汽包水总流量位t/h1347715484900118108027216225mm-143-123-90-119-199-206-143-190-250-92-168-164-254A侧一B侧一A侧二B侧二减开度减开度减开度减开度%46363636363636465641616161%4131313131020393351888181%4343020201*303049494949%30190201*00281850505050一次熄火前二次熄火前2号炉A1煤机牙箱拉坏过程：
4：37启动A磨及A1、A2煤机运行后，A1煤机频繁断煤，于是关闭下闸板捅煤。4：50A磨A1、A2煤机端门漏粉大且无法关闭，停运A磨。
5：54A1、A2煤机端门重新关闭好后重新启动A磨及A1、A2煤机运行。06：08发现A1煤机牙箱拉坏漏油，立即停运断电，通知检修处理。二、原因分析
1、两次熄火原因分析：
由上表可以看出，第一次熄火前，锅炉汽包水位一直在低水位运行，汽包水位一直未调稳定，主要是三台磨机运行，磨机刚启动运行时，B、C磨机料位坏，因怕磨机堵，料位维持较低，主汽压力上涨速度较慢，最后发现主汽压力上涨较慢原因是磨机料位未建立引起，三台磨机同时加大下煤量，此时主汽压力和主汽温度上涨速度较快，负荷短时由40MW加到120MW、在由120MW加到160MW，这一阶段主汽压力上涨，汽温未调稳定，加上汽机快速加负荷，给水流量较蒸汽流量一直偏低运行，导致汽包水位一直在缓慢下降，最后因开大减温水调节门调节主汽温度时，而未及时增大给水流量，汽包水位速降低至-250mm致MFT动作熄火。
第二次熄火原因为：点火逐渐恢复过程中，调节汽温时未注意减温水总门在关闭状态并及时开启，当汽温不断上升，将减温水调节阀开到70%以上时，发现温度未有下降趋势，检查发现过热器减温水总门在关闭状态，立即将其开启，减温水流量由0吨涨到225吨，汽包水位因减温水流量急剧增加而到汽包的给水流量急剧减少而快速下降到汽包水位保护动作下限值，引起汽包水位降至-250mmMFT动作。2、A1煤机牙箱拉坏原因分析：
A1煤机断煤后捅煤时将下闸板关闭，后来因为A1、A2煤机端门漏粉大且无法关闭，停运A磨。
05：54A1、A2煤机端门重新关闭好后启动A磨及A1、A2煤机运行时，未到就地检查并开启下闸板，导致落煤管堵煤至给煤机，皮带卡涩过负荷，而电机过流保护未动作，最终将牙箱拉坏。三、经验教训：
1、在机组启动过程中合理安排人员，特别是水位、汽温的控制人员技术水平要过硬。2、在开机过程中，现场协调指挥要统一，统筹安排好开机的各项操作。3、磨煤机启动、热负荷增加速度不能过快，否则增加水位、汽温调整难度。
4、水位、汽温调整时避免幅度过大，负责波动过大，不易调节稳定，易导致超温、熄火甚至蒸汽带水发生水冲击，危及机组安全。
5、机组启动时应根据辅机情况确定加负荷速度，避免相互影响，阻碍顺利开机。6、启动给煤机时必须指定人员到就地核实下闸板情况，防止给煤机牙箱拉坏。
7、今后熄火恢复过程中，若发现减温水总门未开启，而A、B侧一、二级减温水门开度较大时，必须将A、B侧一、二级减温水门开度关小，增大给水流量后方可开启减温水总门。
生产运行部201*.5.6
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