控制机组非停的防范措施.docx

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控制机组非停的防范措施

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、邝观道

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；

2011 年发电部控制机组非停事件的措施

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）、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，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。

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氢压（MPa）

0.3

0.2

0.1

出力（MW）

330

250

130

2011 年发电部控制机组非停事件的措施

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#8/9 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。

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：

（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、#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，在处理过程中遵循以下原则：

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2011 年发电部控制机组非停事件的措施

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 75℃时，30 分钟跳闸；温度达到

75℃，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≤80℃；

发电机出水温度≤60℃；

发电机铁芯温度≤110℃；

（4）定子线棒层间最高与最低温度间的温差以及定子线棒引水管出水温差控制在 8℃内，温

差达到 8℃及时报告值长。

定子线棒温差达 14℃或定子引水管出水温差达 12℃，或任一定

子槽内层间测温元件温度超过 90℃或出水温度超过 80℃时，应降低发电机出力。

（5）发电机进风温度不允许超过 55℃。

（6）主变电流≤ 393.7/6903A，

（7）主变上层油温≤75℃；最高不超过 85℃；

（8）220kV 母线电压 220～242kV。

（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；

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（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３４６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

３４６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３４６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３４２开关 UNT-PCK 装置失电后，将开关运行方式切换开关切至“备用”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３４２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。

３４２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４８２１Ａ/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。

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油浸纸绝缘

10KV 及以下

60℃-80℃

20KV-35KV

50℃

充油纸绝缘

60 KV -330 KV

70℃-75℃

橡皮绝缘

50℃

聚氯乙烯绝缘

60℃

交联聚乙烯绝缘

80℃

发电机额定进风温度℃

进风温度每升高 1℃定子电流

较额定值降低

40~45

1.5%

45~50

2.0%

50~55

3.0%

冷却方式

环境温度℃

允许温升℃

最高顶层油温℃

监视顶层油温℃

自然油循环自冷

40

55

95

85

自然油循环风冷

40

55

95

85

绝缘等级

A

E

B

F

H

极限允许温升（℃）

60

75

80

105

125

极限温度（℃）

105

120

130

155

180

环境温度（℃）

40

40

40

40

40

2011 年发电部控制机组非停事件的措施

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４０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：

（1）、发电机的入口风温保持在 30~40℃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（40℃）时，定子电流的允许值按下表确定：

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１１０℃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１１０℃，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：

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。

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９０℃以上时，手动开出冷却风扇运行，130℃高温报警，达到 150

℃温度应将变压器停用。

。

运行中油浸变压器的顶层油温一般不超过下表规定：

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电器各部分的名称及材料

最高允许发热温度

℃

环境温度 40℃时允许温

升℃

用螺栓、螺纹、铆

钉或其他形式坚固

时

铜或铝无镀层

80

40

铜或铝镀（搪）锡

90

50

铜镀银

105

65

用弹簧压紧时

铜或铜合金无镀层

75

35

铜或铜合金镀银

105

65

环境温度

３５℃报警

功率单元

８０℃跳闸

变压器

１３０℃报警

１５０℃跳闸

强迫油导向循环风冷

2011 年发电部控制机组非停事件的措施

40         45         85             75

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９０℃或上层温度达到６５℃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：

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

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2011 年发电部控制机组非停事件的措施

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，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，