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操作任务：循环水系统的操作 √ 顺序 1 倒转启泵 危险点 预防控制措施 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。 1）循环水母管无压时，不允许全开出口蝶阀启动循环 2 循环水泵电动机电流超标 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。 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。 3 循环水管排气不当或不充分 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）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。 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。 4 循环水母管破裂 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。 1）停机后循环水系统仍应能继续保持运行，运行时间 6 过早停运 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。 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。 7 未及时倒换凝汽器外其他用户水源，导致用户断水 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）：
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操作任务：工业水系统的操作 √ 顺序 1 危险点 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 轴承振动，超温 电机绝缘 人身伤害 带用户停运，用户断水 预防控制措施 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）工业水箱水位大于1.5m。 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。 严格按照规程规定摇测绝缘，启动前检电机绝缘合格。 设备启动时注意自身防护，防止转动部件飞出伤人。 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 2 3 4 5 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
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操作任务：润滑油系统的操作 √ 顺序 危险点 预防控制措施 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 1 油质异常 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 3 4 阀门开关状态不对 油箱上有敞开的接口 油箱底部积水或积有杂质未及时排除 油管泄漏 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。 全面检查，发现油箱上有敞开的接口及时封闭。 系统投运前，对油箱进行排污。 系统投运后仔细检查系统阀门、法兰、管道接口等处 5 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。 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。 6 盘车装置过早停运 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。 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。 7 滤网切换操作不当 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。 1）盘车投运后，应检查并确认盘车装置啮合到位，就 9 盘车装置啮合不到位 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。 1）开停机时，按制造厂规定正确投退盘车。停机后防 10 偏心度大 止汽缸进水，保证上下缸温差正常。 2）盘车投运后立即进行偏心测量，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。 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。 12 冷油器切换操作不当 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。 1）运行人员必须掌握容积泵的特征，全开入口门后再 13 顶轴油泵入（出）口门未开或入口油压低 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。 安全 交底 14 顶轴油压不正常 15 主机轴瓦磨损 16 误停设备 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。 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。 严格执行监护制度，核对设备名称、编号正确。 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
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操作任务：密封油系统的操作 √ 顺序 危险点 预防控制措施 1）投运前确认系统已无检修工作，工作票已全部收回，油系统杂物已清理干净，轴瓦及油管道已装复正常。 1 系统跑油或轴瓦进异物 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。 1）检查本次油泵启动后的润滑油压与历次润滑油压接 2 备用油泵出口逆止门关闭不严 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 4 氢气泄漏 密封瓦磨损 发电机排氢结束后再停运密封油泵。 主机盘车停运后再停密封油。 1）严格执行操作票制度。 滤网切换可能造成密封油系统失 5 压或进空气或油温大幅度波动，最终导致轴瓦损坏、漏氢 2）切换前确认备用滤网油质合格，压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。 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。 6 冷油器泄漏 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
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操作任务：氢气系统的操作 √ 顺序 1 危险点 置换后的氢气纯度不够，或取样点没有代表性 预防控制措施 氢气置换二氧化碳工作必须经化验氢气纯度合格后方可停止，同时也应注意取样与化验工作的正确性，防止误判。 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。 2 气体置换操作不当 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。 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 氢侧密封油箱满油 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 5 充CO2速度过快 氢气在线检测仪未退出 置换后的CO2纯度不够，或取样点没有代表性 充二氧化碳应缓慢进行，以免低温二氧化碳造成发电机骤冷而结露。 置换时从氢气系统中隔离氢气在线监侧仪．并断开其电源。 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。 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 7 氢气纯度超标 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。 6 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-25~0℃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 8 氢气湿度超标 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/dm以下。 5）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。 1）氢气一律排入大气，禁止开启氢气系统机房内排地沟门。 9 排氢操作不当 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。 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，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。 10 氢气系统泄露 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2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
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操作任务：定子冷却水系统的操作 √ 顺序 1 2 3 4 5 6 7 8 系统超压 电机绝缘 轴承振动，超温 管道振动，泵气蚀 发电机进水 人身伤害 定冷水中断 出口逆止门不严，水泵倒转，水压降低。 危险点 预防控制措施 系统投运前循环通道建立。 严格按照规程规定摇测绝缘，启动前检电机绝缘合格。 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。 启动前对冷却器、滤网注水排气. 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机是否有水. 设备启动时注意自身防护，防止转动部件飞出伤人 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。 缓慢关闭出口门，接近全关（开度剩2-3圈）后再停泵。 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。 9 滤网切换操作不当 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。 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。 10 冷却器切换操作不当 3）切换应在对备用冷却器进行注水充分排气后进行。 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
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操作任务：EH油系统的操作 √ 顺序 1 2 危险点 人员接触抗燃油 系统超压，阀门操作不到位 预防控制措施 操作时必须戴手套。 严格执行并认真审查阀门检查卡。 1）防止冷却水漏入EH油中。 3 油质异常 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。 设备启动时注意自身防护，防止转动部件飞出伤人。 按厂家规定时间停运EH油系统，不允许停机后即停EH油系统。 严格执行监护制度，核对设备名称、编号正确。 安全 交底 4 5 6 人身伤害 过早停运 误停设备 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
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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）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。 1 暖管、疏水不充分引起蒸汽管道振动，热冲击 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。 误操作阀门汽轮机汽缸进汽，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 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。 安全 交底 4 5 6 系统隔绝不当，冷汽进入汽缸 误停设备 真空破坏 严格执行操作票，加强定期对画面监视，及时分析参数异常。 检查用户（包括邻机用汽）已全部停运。 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。 2 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 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
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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， 1 凝结水泵失压 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。 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。 1）启动时注意管道排空。 4 凝结水管道振动，发生“水锤”现象 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。 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。 5 凝汽器水位高 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 3 凝结水泵轴承温度高 常。 6）加强凝结水水质及补水量的监督统计工作，确认凝汽器铜管大量泄漏后，及时采取相应措施进行处理。 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）。 1）低压缸排汽温度降至47℃时方可停运凝结水系统。 7 带负荷停运 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。 6 凝汽器水位低 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
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操作任务：给水系统的操作 √ 顺序 1 危险点 检修工作未终结 预防控制措施 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。 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 2 油质异常 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 4 5 阀门开关状态不对 油箱上有敞开的接口 油箱底部积水或积有杂质未及时排除 油管泄漏 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。 全面检查，发现油箱上有敞开的接口及时封闭。 系统投运前，对油箱进行排污。 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。 油系统必须待盘车停运一天后方可停运。 油系统停运后，及时停运油箱排烟风机。 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 9 静止时向轴封供汽 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。 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。 6 7 8 过早停运 油箱排烟风机未停 10 抽真空操作不当 12 小机盘车不能及时投运 13 两台汽泵转速不一致 14 给水流量大幅波动 15 主、再热汽温突升、突降 给水泵汽轮机停运后，及时投入连续盘车，若连续盘车因故不能投运，应定期手动盘车。 合理调整运行给水泵转速，在给水泵出口压力一致时并泵。 监盘人员互相联系，协调操作，控制给水流量在正常范围，严禁汽温短时间内大幅度下降。 控制主、再热汽温稳定，温度调节要有提前意识。 1）严密监视电机启动电流及返回时间。 16 电泵电机电流不返回 2）电机电流较长时间不返回应立即停止电泵运行并查找原因。 掌握电泵空载时对应的电流值，发现电流偏高、偏低、或摆动都应立即停止电泵运行，在原因未查明前严禁再次启动。 1）给水母管为空管时，电泵的启动必须在出口电动门关闭、高加走旁路、给水泵在再循环门开启的状态下启动。 2）给水管道通水时必须充分排气。 启泵前确认再循环门已开启。 1）避免给水管道振动。 2）阀门操作顺序为：开启阀门应先开低压侧再开高压侧。关闭阀门应先关高压侧再关低压侧。 17 电泵电机空载时电流异常 18 给水管系振动 19 再循环门未开 20 给水管系泄漏 3）操作阀门时应站在阀门侧面，不应站在正对阀门的方向。 4）运行人员有必要了解相关阀门的结构特性。 5）发现泄漏点应采取措施可靠隔离并通知检修处理，避免泄漏点扩大。无法隔离时应申请停运系统，装设围栏并挂醒目的“禁止通行”标志。 21 润滑油冷却器未及时投运 22 电泵泵组轴瓦断油 1）启泵前检查润滑油冷却器冷却水压正常。 2）启泵后及时投运润滑油冷却器。 1）停电泵前必须先启动润滑油泵运行。 2）启动润滑油泵后应检查油泵出力正常。 1）关闭泵组出口电动门后，方可停泵。 2）电泵备用时加强现场检查，如因逆止门关不严而反转，应关闭出口电动门并联系检修处理。 对加热蒸汽管充分疏水，防止汽水冲击。 除氧器上水流量应力求连续、均匀，避免除氧器在蒸汽加热带压后，进水断流。 合理调整除氧器加热蒸汽阀开度，控制除氧器压力在规程规定范围内。 合理调整除氧器排氧门开度，防止排氧门开度过大造成排汽带水，汽水冲击。 23 给水泵出口逆止门关闭不严 24 蒸汽管道疏水不充分 25 除氧器进水断流 26 除氧器加热蒸汽阀开度过大 27 除氧器排氧门开度过大 除氧器加热期间，尽量维持除氧器液位正常，避免因 28 除氧器水位过高 除氧器水位过高保护动作而向凝汽器瞬间排放大量热水。 1）严密监视抽汽管道壁温、汽轮机上下缸温差、排汽温度。 2）按照要求开启相应管道疏水。 3）严防除氧器压力温度失配汽化。 1）除氧器的停运，必须得到主值的许可。 2）确认已无疏水进入除氧器且除氧器无需加热时方可停运。 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）： 29 抽汽管道上阀门关闭不严 30 除氧器停运过早 平海发电厂有限公司
运行操作危险点分析与预控措施
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操作任务：轴封及真空系统的操作 √ 顺序 危险点 预防控制措施 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 1 转子静止时向轴封供汽导致弯轴 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。 2 3 主机大轴弯曲 误停设备 确认主机真空至零，停止轴封汽源后及时停运轴加风机运行。 严格执行监护制度，核对设备名称、编号正确。 1）小机抽真空前，应检查小机轴封正常投入。 2）开启小机排汽蝶阀前，应检查大气释放阀完好。 3）如小机未与主机一起抽真空，应先用小机排汽蝶阀旁路门抽真空至与主机真空值接近或一致后，方可开启小机排汽蝶阀。 机组真空破坏后禁止热气、水排入凝汽器。 4 轴封投运操作不当导致主机真空下降 安全 交底
5 低压缸防爆膜鼓破 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
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操作任务：回热抽汽系统的操作 √ 顺序 危险点 预防控制措施 1）高加水侧投运前必须用注水门充分注水排气，以免 1 水侧未排气或排气不充分 振破钢管。 2）高加水侧投运时应检查高加汽侧疏水水位不应上涨。 高加汽侧投运前，蒸汽管道应充分疏水，并开启加热器汽侧排空气门，防止因加热器中积有空气而腐蚀钢管。 3 高加水位波动大 经常检查高加水位自动调节装置调节品质良好，否则联系热控处理。 1）高加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。 4 高加水位过高 2）投入高加水位自动可靠运行。 3）加强高加水位监视并经常核对高加就地及DCS中水位一致。 4）启机前试验高加水位保护动作正确，声光报警正常。 5）防止高加钢管泄漏。 1）高加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。 5 高加水位过低 2）投入高加水位自动可靠运行。 3）加强高加水位监视并经常核对高加就地及DCS中水位一致。 4）启机前试验高加水位保护动作正确，声光报警正常。 启机前试验高加水位保护动作正确，声光报警正常。 1）高加水侧投运必须先充分注水排气。高加汽侧投运应按由低到高顺序投入。 7 高加管系振动 2）投运高加时，各抽汽管道应充分暖管、疏水。 3）加强高加水位监视，避免高加无水或高水位运行。 4）定期检查管系支、吊架完好。 1）检查高加疏水自动应能维持高加水位在正常范围内。 2）加强汽水品质监督，防止疏水阀门结垢。 8 高加正常疏水不畅 3）高加疏水应在规定负荷点及时倒换。 4）经常核对同等负荷下高加正常疏水阀的开度。 5）确保疏水扩容器减温水可靠投入。 6）一旦发现高加正常疏水不畅应查明原因及时消除。 2 汽侧排空气门未开 6 高加水位保护拒动 1）尽可能避免靠近和长时间的停留在除氧器、高压加热器水位计等可能受到烫伤的地方。如因工作需要，必须在这些处所长时间停留时，应做好安全措施。 2）正常运行中投入高压加热器水位计必须先微开汽、水侧联通门，全开水位计排污门，对水位计进行充分暖管。 3）运行中投退水位计，不能站在其正面，应戴手套，穿合适的工作服以免烫伤。 4）运行中防止冷水、冷汽接触水位计。 5）一旦发生泄露，应在发生泄露的地点放置明显警告标志和遮拦，除了必须的维护人员外，禁止无关人员靠近或在其附近逗留。 6）水位计泄露应及时退出水位计运行并进行处理，但必须保证仍有其他手段毒高压加热器水位进行可靠监视，否则应退出高压加热器运行。 7）高压加热器、给水系统的操作均要谨慎小心，操作阀门是应有安全后退空间和通道。 8）定期进行金属探伤。 1）高压加热器故障解列，应立即检查各阀门以准确动作，并检查动作原因。 2）视机组当时运行状况决定是否需要适当降低机组负 10 高加解列处理不当 荷运行。 3）监视段压力超限导致相应安全门动作，应立即降低机组负荷，使安全门尽快复位。 4）必要时，高压加热器因水位高而解列，应开启抽汽管道疏水阀适当疏水。 11 除氧器水位波动过大 检查除氧器水位自动动作正常，否则切为手动控制。 1）低加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）低加水位自动可靠投入，低加疏水管道、阀门应无异常。 12 低加水位高 3）加强低加水位监视，经常核对低加就地及DCS中水位一致。 4）防止低加泄漏。 5）启机前试验低加水位保护动作正常，声光报警正常。 6）低加疏水不畅应查明原因并及时消除。 1）低加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。 13 低加水位低 2）低加水位自动可靠投入，低加疏水管道、阀门应无异常。 3）加强低加水位监视，经常核对低加就地及DCS中水位一致。 4）防止低加泄漏。 9 高压加热器水位计破损、管系泄露 5）启机前试验低加水位保护动作正常，声光报警正常。 14 低加水位保护拒动 启机前试验低加水位保护动作正常，声光报警正常。 1）正确使用蒸汽管道疏水。 2）维持低加疏水水位正常，防止汽水冲击。 3）检查管系支、吊架完整。 16 低加管系振动 1）危急疏水阀不应内漏或经常动作。 2）加强设备巡视，发现管系振动应查找原因并及时消除。 低加运行中投运应通过逐步开启进汽电动门充分暖管、暖器，严格控制低加出水温升率在规程规定范围。 1）充分暖管、疏水。 2）严密监视低加水位，保证低加水位正常。 1）非紧急情况时，低加应缓慢退出，控制低加出水温降率在规程规定范围。 2）低加退出应遵循先汽侧后水侧的原则。 1）与真空系统相联的阀门必须严密关闭，并断电、断 20 负压系统阀门关闭不严密 气，作好防止阀门误动的安全措施。 2）加强凝汽器真空监视，发现真空异常下降，应立即查明原因并采取措施加以解决。 安全 交底 15 低加管系振动 17 凝结水温上升速率过大 18 汽水冲击，管道振动 19 凝结水温下降速率过大 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：旁路系统的操作 √ 顺序 1 危险点 高低压旁路开度调整不当 预防控制措施 主蒸汽、再热蒸汽温差大。 1）加强旁路油站的运行监视。 2 高旁无法开启导致锅炉超压 2）定期进行旁路在线试验。 3）定期进行旁路油站油质化验。 1）加强旁路油站的运行监视。 3 旁路油站油压或油位低 2）油站油位低，及时联系加油。 3）发现油站油压低，应及时查明原因并采取措施加以解决。 1）高低旁自动不正常时，应立即切至手动控制。 2）高、低压旁路阀达到动作值，仍不开启或起座，应迅速采取降压措施（如机组减燃料，加负荷等）。 4 高、低旁路阀故障 3）高、低压旁路阀未达整定值即动作时，应设法将其关闭并及时联系热工或检修进行处理。 4）高、低压旁路再热器安全阀开启后无法使其关闭时，应申请停炉处理。 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）：
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