汽机事故预防技术措施
1、防止汽轮机超速和轴系断裂事故的技术措施
答案:1.机组大小修后必须按规定要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验,确认调节系统工作正常。远方、就地打闸动作正确可靠。调节系统工作不正常时,严禁机组起动。
2.按规定要求进行高中压主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门、高排逆止门试验,确认动作灵活可靠,关闭时间、严密性试验、联锁试验合格。
3.在任何情况下绝不可强行挂闸。机组在保护动作跳闸后,应立即查明跳闸原因,禁止在跳闸原因不清的情况下,人为解除保护而强行启动。
4.滑参数启动中,调速汽门开度要留有富裕度。运行中,注意调速汽门开度和负荷对应关系以及调速汽门后压力的变化。
5.任何情况下,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。
6.各种超速保护(DEH、ETS)均能正常投入运行,超速保护试验不合格时,禁止机组启动和运行。
7.运行中发现主汽门、调速汽门卡涩时,要及时消除,消缺时要做好防止超速的技术措施。若无法消除,必须停机处理。
8.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。运行中轴承实际振动达停机值,而保护拒动时或汽轮机内有清晰的金属摩擦声和撞击声时应立即破坏真空紧急停机。
9.机组的转速表显示不正确时,严禁机组启动,运行机组在转速无任何有效监视手段的情况下,必须停止运行。
10.定期化验抗燃油油质,确保合格。油质不合格时,严禁机组启动。
11.正常停机时先打闸,检查有功功率到零后,方可解列发电机,或通过逆功率保护来解列发电机,严禁带负荷解列。
12.机组大修后或停机一个月以上再启动、甩负荷试验前或运行2000小时(可用充油试验代替)后必须做超速试验。
13.做超速试验时严格执行试验规程要求,当转速达到保护动作条件而保护拒动时应立即打闸停机;轴承润滑油温控制在46℃。
14.机组大修后,甩负荷试验前必须做汽门严密性试验。
15.定期进行如下试验:阀门活动试验;抽汽逆止门活动试验;注油试验。
16.抗燃油系统蓄能器压力必须维持在设计值9MPa。
17.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和探伤检查,选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。
18.机组长期停运时做好保养工作,防止调节系统部件锈蚀。
19.建立和完善技术档案:
19.1.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。
19.2.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。
19.3.建立转子技术档案,包括:制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性;历次转子检修检查资料;机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启停次数、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等。
2、防止汽缸进冷汽,冷水的措施
答案:1、机组启动、运行、停机过程中防进水保护必须投入运行。
2、灭火后应立即关闭各减温水电动门、调整门。
3、锅炉灭火后,在旁路系统停止运行后,关闭给水泵抽头门。
4、机组停运前将本机辅汽联箱及其管道疏水导入炉定扩,防止汽轮机进冷汽造成转子弯曲。
5、停机后,检查各段抽汽逆止门、电动门和排气装置补水门应关闭。
6、严密监视排气装置、各加热器、除氧器水位,不得超过正常水位,其溢流、危急疏水应投入自动并定期校验。各加热器水位保护投入正常。
7、机组停机后尚未冷却之前必须开启本体疏水(冬季除外)。
8、机组启动及轴封供汽之前开启本体疏水(冬季除外)。
9、负荷20%MCR成组关闭高压组全部疏水阀;(冬季执行空冷防冻措施)。
10、负荷〈30%MCR,成组打开低压组全部疏水阀,负荷>30%MCR成组关闭低压组全部疏水阀;(冬季执行空冷防冻措施)。
11、汽轮机或发电机跳闸,自动打开高压、低压组全部疏水阀。
12、汽轮机停止后每1小时检查并记录一次以下参数直到高压缸第一级金属温度低于150℃。
a.高压缸上下温差。
b.中压缸上下温差。
c.盘车电流。
d.转子偏心度。
e.胀差。
f.汽缸膨胀。
g.排气装置水位。
13、停机后应检查确证高、低压旁路减温水调整门及其前后截止门,低压轴封减温水调整门及其前后截止门关闭。
14、机组启动送轴封时,轴封供汽温度要与金属温度相匹配,轴封供汽前应充分暖管疏水。停机后,真空到零方可停止轴封供汽。
15、汽轮机在热态下,锅炉需要打水压时,必须保证高、中压主调门关闭严密,并将高、中压主汽阀阀座疏水及其导管疏水开启,防止冷水漏入汽缸。
16、停机后应严格监视汽缸金属温度。
3、防止油系统着火的措施
答案:1、油系统管道法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫。
2、油系统应尽量避免使用法兰连接,禁止使用铸铁门。
3、油管道的法兰、阀门及可能漏油的部位附近不准有明火,必须明火作业时要采取有效措施,附近的热力管道或其它热体的保温应坚固完整并包好铁皮。
4、事故排油阀应设两个钢质截止阀,其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方,并应有两个以上的通道,操作手轮不允许加锁,应挂有明显的“禁止操作”标志牌。
5、机组油系统管道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,应停机处理。油系统的排烟风机要保证运行良好,轴承箱负压维持在20~40mmH0柱。
6、事故放油池应每月检查一次,发现内部积水应立即通知有关部门进行处理。
7、经常检查润滑油管道不漏油,密封油差压阀工作正常,油系统各母管油压在正常范围内。
8、燃油系统的管道、阀门、仪表及油枪接头等不得有漏、滴、渗油现象,否则应及时联系检修处理。发现漏油较大,先解列油系统,再联系检修处理。并将地面积油清理干净。
9、认真执行设备定期巡回检查制度,确保及时发现系统泄露并得到处理。
10、燃油系统周围保持清洁,不得堆放杂物。
11、油系统运行区域,要有足够的消防设施。如:沙箱、灭火器等。
4、机组的冬季防护措施有哪些
答案:1、进入冬季前应全面进行防冻检查。
2、对室外裸露在空气中的冷却水管,应保持内部介质的流动,对死角和无介质流动的部分应排尽积水或采取保温措施。
3、对于备用设备,应根据环境温度,采取必要的防冻措施,对于停用设备应放尽内部积水。
4、根据环境温度的变化,及时调整空冷岛运行方式。
5、加强对间冷系统的运行监视与调整,防止主机或单台小机跳闸后调整不当致间冷塔冻裂。
6、根据机组运行情况和环境温度,及时调整辅机冷却水系统运行方式。
7、停机后应立即关闭所有至排气装置的疏水。
8、机房门窗应完整,防止冷风直吹运行设备,必要时应设挡风帘。
9、投入所有的防冻拌热系统,尤其检查汽包电子水位变送器的取样管和给水流量取样管的伴热投入情况,防止表管结冻造成保护误动。
10、停用锅炉应采用干式保养。
11、辅机的冷却水应保持流动,否则应将冷却系统解列并放尽存水。
12、各转机润滑油站如无检修工作,应保持运行,并将电加热投用,控制润滑油供油温度大于25℃。
13、环境温度持续低于5℃时,应保持一、二次风暖风器连续运行,控制好暖风器出口一、二次风温度大于22℃,防止暖风器结冰和空气预热器冷端低温腐蚀。
5、机组的夏季防护措施有哪些
答案:1、做好机房内的防暑降温工作,保证空调设备的正常使用,创造良好的工作条件和设备运行环境。
2、夏季气温较高,必须加强监视各转动机械的轴承温度及电气设备的温度;对散热条件较差的设备,采取增加冷却水量、降低冷却水温度、安置临时通风设施等降温措施。
3、对闭式冷却水温度加强监视,若因温度过高影响设备的安全运行,应增加开式冷却水量或增开开式冷却水泵等措施,设法降低闭式冷却水温度。
4、加强引、送、一次风机的润滑油温度检查,润滑油温度高时应及时投运备用冷油器,定期检查冷油器的换热效果。
5、雨季应加强电气设备的防潮工作,对漏雨漏水的部位要及时汇报运行部。根据气象预报及时做好防署降温及防汛工作,对已有的排水设施应经常检查其完好、出力正常。
6、夏季气温较高,应加强对各配电室温度的检查,尤其重点对空冷配电室、励磁小室、电子间、直流UPS配电室加强检查,确保配电室内空调、通风机运行正常。
7、对于送风机和一次风机定期微开其风道放水阀,放尽风道内部积水。
8、雨雪天气时保持微开送风机和一次风机风道放水阀,防止雨雪进入空气预热器。
9、加强对空冷及间冷系统的运行监视,防止因环境温度过高致主机或小机排汽背压低而跳机。
10、做好辅机冷却水的事故预想,严防单台机冷塔故障引起冷却水温度高致两台机运行不稳定。
6、防止除氧器超压爆破的措施
答案:1、由压力容器监察工程师组织在机组大修后或运行三个月按压力容器定期校验的有关规定进行各安全门的整定校验工作。
2、机组启动时应试验除氧器进汽门、脱氧门开关灵活。
3、除氧器正常运行方式为滑压运行。
4、当汽轮机四段抽汽压力大于0.147Mpa时,检查高压辅助蒸汽到除氧器供汽门关闭。
5、正常运行时,经常监视除氧器压力调节阀的工作情况,除氧器压力不得大于汽轮机四段抽汽压力。
6、严禁在任何一个安全门不严密或误动情况下,闭锁安全门。
7、每班至少进行一次除氧器就地和远方压力仪表的校验工作。
8、机组在停机状态下,除氧器排汽门必须在开启位置,除氧器各辅助汽源在关闭位置。
9、机组正常运行中,要经常检查高加疏水至除氧器调整门的工作情况,防止高加无水位运行,高加疏水门自动失灵造成除氧器超压。
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7、防止氢系统爆炸着火的措施
答案:1、氢气瓶区要设置警示标志。
2、在氢系统附近进行明火作业时,必须办理动火工作票,作业地点氢气浓度要小于3%,并应有可靠的防火安全措施。氢气设备、管道本身需明火作业时,应由氢状态置成空气状态并办理相关手续后方能进行明火作业。发电机进行氢气置换时、补排氢时、制氢设备运行时、氢气系统有泄漏未能消除时禁止进行动火作业。
3、在氢站要采取防止产生火花或电火花的措施,禁止穿带有铁钉的鞋进入氢站,在氢站内作业必须使用专用防爆工器具,禁火区内使用电气设备要采用防爆型,氢站要有可靠的防静电安全接地装置,并定期检查测试接地电阻值。
4、氢系统检修中要注重检修工艺质量,保持氢系统阀门、管道、法兰接合面严密不漏,密封瓦接合面间隙符合要求。发电机检修时,要确保发电机系统的氢管道与供氢装置彻底隔离。
5、严格执行安规中氢冷设备、储氢装置运行与维护的有关规定。
6、对供氢纯度应进行分析并做好记录,氢气纯度应≥99.8%,氧气纯度≥99.2%。
7、氢冷却系统中的氢气纯度需不低于96%,如不能达到标准应立即进行处理,直到合格为止。
8、氢气系统设备管道如出现冻结,只能用蒸汽或热水缓慢解冻,严禁用火烘烤。
9、正常运行中氢气系统严密性试验,应使用肥皂水或氢气检漏报警仪进行。
10、氢气、氧气系统的阀门,开关应缓慢进行,禁止剧烈地排放,以免因磨擦引起自燃。
11、运行中要严密监视氢冷系统的氢压、氢纯度等各参数变化,发现异常情况,要及时查明原因,进行处理。
12、密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作正确、灵活、可靠,确保密封油压大于氢压,氢油压差在要求范围内。交流密封油泵应切换运行,交流、直流密封油泵定期进行联动试验。密切监视密封油系统各油箱的油位,防止因油位过低造成漏氢。油箱排烟风机、排氢风机要保持经常运行,防止氢气聚集发生爆炸。
13、氢冷系统应配备足够的消防器材,并按时检查和试验。
8、直接空冷系统渡夏运行措施
答案:1、夏季高温大负荷时段,机组必须留出一定的背压裕量,必要时限制机组出力,防止气候突变造成背压保护动作跳机。严格按照背压保护曲线进行负荷控制,根据两个低压缸背压的高值作为限制机组负荷的依据。
2、机组背压接近40KPa时,应立即增开一台真空泵,迅速降低机组负荷,直至将机组背压控制在40KPa以内。
3、机组负荷变化后应及时对照“背压保护曲线”确认工况点位于运行区内。
4、机组在高负荷、高背压运行期间,应对推力轴承乌金温度及回油温度进行密切监视,任何情况下均不得超限。
5、加强对空冷风机变频器、电机温度、变速箱油位及温度的检查、监视。
6、机组在高负荷、高背压运行期间,应控制主蒸汽流量不得超过2017t/h,调节级压力不得超过10.8MPa,轴向位移不得接近报警值以及排汽缸温度不得超过90℃。
7、高负荷、高背压运行期间,发现任一轴承盖振动或轴振有较大幅度的变化时,应及时进行分析,必要时降低机组出力,尤其应加强对#3、4、5、6轴承*、Y两个方向轴振的监视。
8、机组在高背压运行期间,密切监视凝结水温度和流量的变化,凝结水泵出口水温达到65℃时,
9、通知化学人员加强监视,防止精处理保护动作退出时,出、入口门和旁路门动作不正常造成凝结水中断。精处理退出期间加强凝结水水质监控。
10、夏季及时掌握天气变化,加强大风和风向对背压影响的监视,尤其应提高对炉后来风(西南、西和西北方向来的大风)对背压影响,提前做好事故预想。
11、注意真空泵汽水分离器水位和工作液温度的监视,工作液温度接近35℃时,应设法降低。
12、夏季加强空冷变压器温度、空冷配电室温度的检查。
13、机组在高背压运行时,应认真倾听汽轮机本体各部声音,尤其注意低压排汽缸声音变化。
9、防止汽轮机断油烧瓦的措施
答案:1、油位计、油压表、油温表、轴向位移及相关的信号装置,必须按规程要求装设齐全、指示正确,并定期进行校验。油系统投运后,应认真检查油位计、油压表、油温表及相关的信号装置,要求装设齐全、指示正确。
2、任何一台油泵工作失常时,禁止机组启动。
3、确保主油箱油位正常、油位计指示准确,每班进行一次主油箱油位声光报警试验,发现问题及时处理,每小时记录一次主油箱油位。当油位下降时,应及时联系补油,查找下降原因,检查油系统外部是否漏油,冷油器是否泄漏,发电机是否进油等。油位下降到停机值时,应立即紧急停机。
4、汽轮机的各油泵及其低油压联琐,应按运行规程要求严格执行定期试验,保证处于良好的备用状态。机组启动前油泵必须处于联动状态。直流油泵严禁设置任何保护。油泵正常运行和切换过程中联锁必须在投入状态。各保护投入正常。
5、机组启动时油温低于35℃时禁止机组启动,防止发生油膜振荡。
6、机组启动中应认真监视润滑油温,严禁油温大幅度波动。
7、油系统进行切换操作(如冷油器、油泵、滤网等)时,应在副值及以上值班员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作,备用冷油器、滤网在确认其空气放净后方可投运,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。
8、机组启动、停机和运行中要严密监视轴向位移、推力瓦、轴瓦钨金温度、冷油器出口油温和回油温度。当轴向位移、温度等参数超过标准要求时,应按规程规定的要求果断处理。
9、在机组启停过程中检查顶轴油泵启停正常。启动冲车转速达540rpm时,顶轴油泵联停;打闸停机转速达510rpm时,顶轴油泵联启。在运行中发生了可能引进轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可重新起动。
10、正常盘车期间,当汽缸温度在150℃以上时不可中断盘车和油循环,如有特殊需要而停盘车和油循环,应由副生产厂长程师及以上领导批准后,按《集控运行规程》要求执行。机组惰走或盘车过程中,严密监视密封油压及轴封压力的变化。
11、当机组定速后,停止交流润滑油泵(TOP)、启动油泵(MSP)时,应检查确认主油泵运行正常后,方可停止,停止时应加强对润滑油压、主油泵进出口油压的监视。
12、油系统油质应按规程要求定期进行化验,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,禁止向各轴承、密封油系统充油,并且应连续投入油过滤设备直至油质合格。正常运行中,各轴瓦回油窥视孔处应无水珠出现,否则应采取措施加以消除。
13、安装和检修时要彻底清理油系统杂物,并严防检修中遗留杂物堵塞管道。只有确认各瓦回油正常后,方可进行冲车操作。
14、应避免机组在振动不合格的情况下运行。
15、监视润滑油压力正常,润滑油压低时应能正确、可靠的联动备用油泵。
16、直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量,其各级熔断器应合理配置,防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。
17、交流润滑油泵电源的接触器,应采取低电压延时释放措施,同时要保证自投装置动作可靠。
18、油系统严禁使用铸铁阀门,各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设阀门,若装设滤网,必须有防止滤网堵塞和破损的措施。
19、检修中应注意油泵出口逆止门的状态,防止停止过程中断油。轴瓦检修时做好防止装反或运行中位移的措施。油箱中的滤网小修时应清理干净,运行中发现油位差大时,应及时清理。
20、严格执行运行、检修操作规程,严防轴瓦断油。
10、防止汽轮机组大轴弯曲的技术措施
答案:1.汽轮机冲转前必须检查转子偏心度不大于原始值的110%。汽轮机大修后启动时,必须用千分表在每个轴承挡油环上测量主轴的跳动量<0.0254mm。
2.汽缸上下缸温差(指高压缸上下部排汽区;中压缸上下两端排汽区)>42℃汽轮机组禁止启动。主汽阀入口温度至少具有56℃的过热度。
3.机组冷、热态启动应严格按“启动时主蒸汽参数”、“冷态启动暖机及升温曲线”、“热态启动推荐值”图表曲线进行。
4.热态启动时,应先送轴封后抽真空,轴封送汽前必须充分疏水,确认管道无水后方可向轴封送汽。
5.轴封供汽温度与转子金属温度之差应≤111℃,低压轴封供汽温度控制在121~177℃之间。
6.机组未盘车前禁止向轴封供汽。
7.任何时候都要加强对轴封温度的监视,严防减温水调阀失常导致轴封进水。
8.机组监视仪表必须完好,特别是偏心、振动、上下缸温差,发现问题立即联系处理。
9.当发现汽轮机有水冲击现象时,应立即破坏真空紧急停机。
10.所有高、低加、除氧器水位保护应投入运行且定期试验,发现加热器泄漏时,应立即停止加热器运行并确认抽汽电动门、逆止门关闭,管道疏水开启。
11.停机后应及时投入盘车,当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时,应通知各有关部门及领导,查明原因及时处理。如发生轴封摩擦严重时,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,当确认转子弯曲度正常后,再手动盘车180度进行直轴。当盘车无法投入时,严禁用吊车强行盘车。停机后因盘车故障需暂时停止盘车时,应严密监视转子偏心的变化,当偏心较大时,应采用定期手动盘车180度的方法进行,待盘车故障消除后及时投入连续盘车。
12.机组启动、运行、停机过程中,开关各汽水阀门时严防冷蒸汽、冷空气、疏水、凝结水进入抽汽管或疏水管返回汽缸。
13.每班校对一次除氧器、加热器远方、就低水位,确认就地水位与远方水位指示一致。
14.机组启动前连续盘车时间应符合规程要求,冷态不少于2小时,热态不少于4小时,若盘车因故停运应重新计时。
15.机组启动中因振动异常停机时必须回到盘车状态,查明原因后方可再次启动,启动时连续盘车时间不少于4小时。
16.机组运行中锅炉灭火或甩负荷时,应及时切断减温水,防止汽温突降。
17.热态和极热态中压缸启动时,汽机升速至额定转速后应尽快并网带负荷,禁止空载长时间运行,防止高压缸排汽温度过高。
18.机组运行中应严密监视主再热蒸汽温度的变化,主再热蒸汽温度在10分钟内直线下降50℃或在启停机过程中主再热汽温度在10分钟内上升或下降50℃时,应立即打闸停机。
19.停机前应对盘车装置进行试验,正常后方可停机,否则应采取必要措施后方能停机。
11、直接空冷系统正常运行中冬季防冻措施
答案:1、空冷岛冬季禁止补水,检查空冷岛补水管道伴热投入良好,保温齐全。
2、空冷凝汽器投入运行后,必须保证各列散热器之间的隔离门及端部小门关闭,防止窜风。
3、每班两次就地检查各排抽空气管道、各排凝结水管道温度、散热器各部温度无冻结危险。冬季运行期间每班应就地实测各排散热器温度不少于两次,且各排散热器上、中、下部的温度差不得超过5℃,顺流散热器下部温度不得<40℃,尤其应注意各排凝结水温度测点对应侧的联箱温度不得<40℃,防止空冷散热器在运行中造成局部过冷。注意抽空气管温度、与逆流散热器各部温度的实测并与画面测点进行比较。环境温度低或空冷有异常时应增加检查和测量次数。
4、空冷岛正常运行期间,尽量保持同排中各风机的频率相同,低负荷时尽可能保持各排风机多投、低频运行。
5、空冷风机可投入背压自动,大顺控目前保持在手动第15步,禁止投入大顺控自动和手动减步序,风机调整时一般设置负偏差,不提倡设置正偏差。在风机停运后及时将偏差设置为0。
6、当逆流区抽空气温度50℃。
7、冬季空冷防冻期间若维持背压较高,应监视凝结水温度不超过70℃,否则立即通知精处理值班员并注意监视凝结水系统精处理是否已切为旁路运行,并适当降低机组背压。
8、运行中空冷任一排凝结水的任一温度降至25℃以下,应及时查找原因,可通过提高背压设定值3KPa,降低风机转速,若30min内温度不上升,则增开一台真空泵运行,当空冷散热器凝结水温度上升至35℃且空冷岛进汽温度与空冷散热器凝结水温度之差小于6℃时停运一台真空泵。
9、冬季运行严密监视空冷凝汽器各排凝结水温度,应控制在45℃以上运行,并保证空冷系统过冷度在2~4℃之间。
10、严密监视空冷凝汽器各排逆流区抽空气温度,应控制在35℃以上运行,禁止抽空气管温度低于20℃运行,尤其是气温低时。
11、冬季运行期间,加强对排汽装置的补水量及排汽装置水位的监视,发现排汽装置水位下降,补水量异常增大时,应分析空冷散热器以及凝结水管道是否冻结。
12、注意停运风机的油温低时及时投入电加热,保证变速箱油温在20℃以上,停运风机保持油泵连续运行。风机有缺陷时及时联系检修处理。
13、当环境温度太低运行的风机很少时加强对风机的倒换运行。
14、实际风速、风向的不同,空冷电机侧、汽机侧两侧排汽压力也会存在偏差,这样就使1-4排、4-8排凝结水温度存在温差,应及时对低背压侧的风机降低转速,直至两侧背压相等。
15、冬季防冻期间,机组负荷应尽可能控制在300MW以上运行,值长须与调度沟通。当风机全停(特殊情况)或运行的风机很少背压又很低应申请增加机组负荷。
12、冬季小机间冷系统防冻措施
答案:1、冬季保持投运分段出口水温在32℃以上(目前因间冷塔处各温度热工设定量程原因,显示温度约比实际温度高8℃),任何时候不得低于28℃。注意检查间冷塔冷却三角各部位温度,有无冻结迹象。
2、投运间冷的某一分段尽可能保持该分段百叶开、关状态保持一致,防止因该分段出口水温不能正确反映开启百叶三角的出口水温引起散热器冻结。
3、各分段上部氮气管放水至高位水箱溢流管道的放水门保持目前开度,巡检时测量该部分管段温度应在10℃以上。发现温度低时汇报值长后可开大该手动门,但要注意高位水箱的补水次数及间冷充水泵运行情况。
4、检查间冷塔内各阀门门杆无漏水、无内漏,检查充水泵启动后运行正常无漏水现象。检查散热器无变形、泄漏,锁好间冷塔门锁。
5、每班须认真检查间冷塔各管段伴热投入良好,管道保温完整。
6、经常检查百叶的就地实际位置与画面一致,间冷分段百叶故障时,及时联系检修处理,暂时不能处理的应保持该百叶在关闭位置。每周二白班,逐个试开、关间冷塔百叶窗一次。
7、当环境温度低至-6℃以下时,可适当提高分段出口温度以保证散热器不冻结。当有小机停运后及时调整间冷循环水温度。
8、冬季间冷分段在手动进行充排水时,应提前提高间冷循环水温,关闭全部该分段百叶,并尽可能缩短充、排水时间。分段充水时,要求进入分段的水温与环境温度之和要大于45℃。
9、间冷各测点故障时及时联系处理,不能因测点指示不正确造成设备冻结。
10、当分段发生泄漏时,应及时退出该段运行,防止结冰冻坏散热器。
11、环境温度变化、机组负荷降低后,应及时调整百叶窗,控制分段出水温度不低于32℃。
12、如果环境温度<2℃并且分段出口温度低于25℃,应手动对相关分段进行疏水。
13、间冷分段在冬季只允许两种状态,分段未投入运行且已充分疏水或分段在运行且出口水温满足要求,严禁出现分段未投入运行但在充水状态。如:分段出口、入口门已关闭(或其中一个)相应疏水阀门未开启。分段疏水时,如发现疏水阀未开启时,立即使用各种方法,迅速打开疏水门进行充分疏水。
14、间冷塔入口压力降低到0.18MPa以下时,应立即进行调整提高间冷分段入口压力,严防分段循环中断或减弱。
15、冬季间冷泵全部停运后,应将各分段及高位水箱全部疏水至低位水箱,高位水箱疏水可通过开启#3分段出口电动门实现。应及时通知热控人员将各水位变送器及各种水位计放水。
13、直接空冷系统冬季启动过程中防冻措施
答案:1、机组在冬季启动前(环境温度≤0℃),应关闭空冷凝汽器1、2、7、8排进汽隔离阀,相应抽空气电动阀开启,凝结水电动阀关闭。
2、检查空冷岛伴热投入,联系热工检查表计伴热投入。
3、锅炉点火前,解除各疏水自动,将管道疏水门关闭,机组启动过程可根据情况轮流单个开启,并通过对至空冷岛的排汽管道测温以保证蒸汽未进空冷岛。
4、锅炉点火前,机组送轴封后启动三台真空泵开始抽真空,当机组背压降至50PKa时关闭抽真空旁路阀,利用ACC逆流区抽真空系统继续降低机组背压,此时锅炉可点火。当机组背压<12Kpa.a时停运两台真空泵。
5、当机组启动时,在真空系统的排汽压力未降到30KPa.a以下前,应禁止一切蒸汽进入排汽装置。主汽管道、再热管道可利用锅炉对空排汽门进行排汽。
6、锅炉点火后,一次汽采用对空排汽的方法进行升温、升压,当主蒸汽流量达到空冷3、4、5、6排凝汽器的最小防冻流量时(-5℃时,排汽流量≥42.5kg/s;-10℃时,排汽流量≥46kg/s;-15℃时,排汽流量≥55kg/s;)方可投入旁路系统运行(因无旁路流量测量,可由给水流量估算),并投入三级减温水,关闭炉一次汽对空排汽,同时开启管道疏水至排汽装置,检查疏扩减温水投入。
7、当空冷凝汽器从进汽计时到30分钟期间,锅炉应加强燃烧,汽机逐渐开大高、低旁,保证空冷凝汽器最小防冻进汽量的供给。
8、在投入旁路后将背压逐渐升高到25~30Kpa.a。此时,3、4、5、6排空冷凝汽器已投入运行,控制其凝结水温度在50~65℃之间;抽空气温度在40℃~45℃之间运行,并维持ACC系统过冷度在2~4℃之间。
9、旁路系统投入后,根据排汽缸温度投入汽缸喷水,控制排汽缸温度在60~70℃之间。
10、汽机冲车前适当降低背压至20KPa以下,冲车后注意检查低压缸排汽缸温度。
11、随着机组负荷的升高可依次投入2、7、1、8排空冷凝汽器运行。
12、空冷岛各排隔离门开启后,随着机组负荷增加,排可按照4、5、3、6、2、7、8顺序开启逆流风机保持15HZ。负荷继续升高后可根据背压保护曲线报警值,保持20KPa的裕量设定较高背压,根据背压列按照3、5、4、1、7顺序、排按照逆流风机启动顺序逐渐开启顺流风机。
13、整个启动过程密切监视机组补水量的变化,空冷岛冻结会造成补水量不正常增大,负荷升高后注意检查排汽管道处有无落物声音,补水量是否不正常减小。
14、冬季启停机时,尽量安排在白天气温高时进行。
14、直接空冷系统停运过程中冬季防冻措施
答案:1、机组降负荷中监视空冷以下各参数的变化:排汽温度;排汽背压;各排抽空气温度;各排凝结水温度;蒸汽隔离阀开、关状态。并加强空冷岛的就地检查。
2、随着机组负荷的降低,凝结水温度下降,逐渐降低风机转速直至停运风机,保证凝结水温度在50℃以上。停风机的顺序为:1、7、3、5、4、2、6。
3、随着机组负荷的降低,当风机全部停运后,应逐渐停止单排散热器运行。停运顺序为:8、1、7、2,先关单列散热器进汽隔离阀,待20分钟后关闭凝结水阀,逆流区抽空气门保持全开,机组停运空冷岛不进汽时开启8、1、7、2排隔离门。
4、汽轮机打闸后,为防止蒸汽沿大直径排汽管道进入空冷凝汽器造成散热器冻损,应立即关闭所有导入排气装置的疏水阀,机组停运后根据情况停运真空泵,开启真空破坏门,真空破坏后停运汽封。
5、为防止疏水阀不严排汽装置进汽造成低压排汽缸温度过高,凝结水泵应连续运行6-8小时,通过向排汽装置补水,#5低加出口放水的方法维持凝结水温度在45℃以下。
15、异常工况下直接空冷的防冻措施
答案:1、机组低负荷消缺时,应根据排汽背压与凝结水温度适当投入旁路系统增加空冷系统的进汽量,以确保空冷散热器的进汽量大于其最小防冻流量。投旁路前应对高、低压旁路进行充分暖管并防止因旁路故障保护引起跳机。
2、机组在低负荷下长时间运行时,若采取上述措施仍有部分散热器过冷,应将产生过冷的散热器用棉被盖好保温,并将其对应风机的风筒封堵,减小散热器的通风量,从而避免散热器的进一步过冷。
3、在机组运行中发生跳闸后,监视空冷画面并立即停运各空冷风机,关闭至排汽装置各疏水,必要时可轮流逐个开启进行疏水,检查低压缸喷水、排汽装置疏水扩容器减温水投入,维持凝泵正常运行。
16、冬季辅机冷却水系统防冻措施
答案:1、冬季保持辅机冷却水温不低于20℃,水温降低时及时调整机力塔风机转速,必要时停运机力冷却塔风机。
2、风机停运后若水温仍较低,联系汽机检修放下机力塔挡风帘,以提高机力塔出口水温。
3、水温继续降低时可适当开启一个塔的防冻门使辅机冷却水回水直接进塔池,操作时注意辅机冷却水压力,并严防机力塔填料冻结。
4、注意检查机力冷却塔结冰情况,结冰严重时应组织打冰,注意塔池水位及掉冰后滤网前后水位差,务必保证泵前池水位正常。
5、机力塔风机停运时间长时,每周一白班应定期试转。
6、冬季机力塔化冰门保持在开启位置,待来年天气转暖后关闭。
7、注意检查辅机冷却水母管至空压机、脱硫工艺用水管道保温完整、防止局部放水门冻结。
17、主机润滑油区域失火的现象、处理及预防措施
答案:1预防措施
1.1灭火设施齐备随时可用。
1.2规范现场管理,严格执行动火管理制度。
1.3注意油泵电机不超出力,油泵运行正常。
1.4注意大机滤油机的检查,防止跑油。
1.5现场油系统无渗漏油,有渗漏时及时处理,并清理积油。
1.6对油箱油位加强监视。
2现象
2.1消防盘大机润滑油区域有火警。
2.2就地确认大机润滑油区域冒烟或有明火。
3处理
3.1如发现大机润滑油区域失火,立即通知值长,并打火警电话,通知消防队。
3.2在值长的统一指挥下进行灭火,马上利用火场周围干粉和二氧化碳灭火器(车)灭火,必要时戴上正压空气呼吸器,并注意个人安全。
3.3汽机主油箱、压力油管道着火不能很快扑灭,威胁机组安全时,破坏紧急停机,,开启油箱的事故放油门,但必须考虑到该机组停转前,润滑油不中断,以免轴承断油。
3.4如火灾威胁到大机润滑油泵和附近电缆,应对电缆附近加强灭火,并设法隔离,对电气设备及时停电。
3.5如果大机区域火灾严重,现场消防器材不能及时扑灭且威胁周围设备安全时,应将该大机润滑油区域设备全部停电,按现场操作指示牌打开水喷淋系统灭火。
3.6机组停运后做好其它规程中规定的停机操作。
3.7救火期间注意个人防护,严格遵守安规和消防规程。
3.8现场火势得到控制、或机房内烟气量较大时应适当开启部分屋顶风机以排出机房烟气,但应避免开启着火部位正对区域的风机,以防止影响灭火。
18、主机轴向位移异常的现象、原因、处理及预防措施
答案:1现象
1.1CRT显示轴向位移超限。
1.2推力轴承及其回油温度异常升高。
1.3机组振动可能增大。
1.4达保护动作定值时汽机跳闸。
2原因
2.1机组过负荷或机组负荷、蒸汽流量突变。
2.2同一负荷,蒸汽参数偏低,或抽汽工况突变。
2.3汽机发生水冲击。
2.4推力瓦磨损。
2.5叶片结垢严重。
2.6叶片断裂。
2.7排汽背压高。
2.8再热器安全阀误动或起座后不回座。
2.9某级加热器停运。
3处理
3.1运行中发现轴向位移异常时,应立即检查推力瓦温度是否升高,机内是否有异音,润滑油压、油温是否正常,机组振动是否正常,蒸汽参数、排汽背压是否正常等。
3.2若为上述参数异常引起,应调整各参数至正常。
3.3汇报值长,适当降低机组负荷,使轴向位移及回油温度、推力轴承温度恢复正常。
3.4若为叶片断裂或汽机水冲击引起,立即破坏真空紧急停机。
3.5轴向位移上升到保护跳闸值而保护不动作时,应紧急停机。
3.6当某级加热器停运时,应根据监视段压力适当限制负荷。
4预防措施
4.1运行中机组负荷应在600MW及以下,禁止超负荷运行。
4.2维持主再热汽参数正常,防止大幅度变化,若自动调节失常,立即切为手动调节。
4.3运行中加强对加热器的维护,防止因某个加热器故障退出,引起轴位移增大。若某个加热器故障,负荷必须限制在规定范围内。
4.4加强对推力瓦金属温度和油温的监视。
4.5定期进行汽轮机通流部分清洁状况检查,发现通流部分结垢严重时,申请停机。
4.6高背压时,因适当降低负荷。
4.7严格执行防止汽轮机水冲击的措施。
19、空冷凝汽器排汽背压升高的现象、原因、处理及预防措施
答案:1现象
1.1CRT、就地空冷凝汽器排汽背压升高。
1.2排汽温度升高,凝结水温度升高。
1.3机组在同一负荷下,蒸汽流量增加,调节级压力升高。
1.4排汽背压升高至60KPa,或排汽温度上升至107℃,报警发出。
1.5汽机轴向位移增大。
2原因
2.1真空泵工作不正常或跳闸,备用泵未联启。
2.2真空破坏阀误开或未关严,真空系统管道和其它设备系统损坏或泄漏,真空系统阀门水封失去。
2.3轴封供汽压力明显降低,轴加水位及负压异常。
2.4空冷凝汽器热井水位过高。
2.5低压缸防爆门破裂。
2.6环境温度升高。
2.7空冷风机故障。
2.8风速过大。
2.9蒸汽分配阀误关。
2.10散热器表面脏污。
2.11低压旁路误开。
2.12空冷防爆门破裂。
3处理
3.1发现排汽背压升高,应迅速核对各排汽背压表指示,对比排汽温度上升情况,确认背压升高。
3.2对空冷系统进行检查,并采取针对性措施,如增加风机转速或风机运行台数,否则应立即降负荷以维持或降低背压。
3.3当机组背压升高较快时,立即启动备用真空泵运行,检查真空泵运行正常,机组背压维持或降低。
3.4对负压系统进行下列检查并做相应的隔离处理:
3.4.1真空泵工作是否正常,否则倒泵运行。
3.4.2负压系统是否有泄漏点,否则进行查漏。
3.4.3检查低加连续排气管道是否损坏,否则进行处理。
3.4.4真空破坏门是否严密关闭,密封水是否正常,否则进行手动注水调整。
3.4.5轴封供汽压力是否正常;检查轴封进汽阀、分流阀、泄载阀是否正常,轴加多级水封是否正常,轴加风机故障或轴加负压低,可启动备用风机。
3.5检查凝泵密封水是否正常,盘根是否漏空气;热井水位是否过高,否则进行调整。
3.6查低压缸防爆门、空冷防爆门是否破裂,否则联系检修处理。
3.7蒸汽旁路阀、蒸汽分配阀是否误动,否则进行调整。
3.8散热器表面脏污应及时进行清洗。
3.9按背压曲线带负荷,若背压升高至65KPa,跳机保护应动作,否则,手动打闸停机。
3.10排汽背压升高过程中,应密切注意低压缸排汽温度,当排汽温度升高至65℃时,低缸喷水投入,当继续上升到121℃时,保护动作跳机。
4预防措施
4.1夏季负荷高峰来临之前,对空冷凝汽器进行一次全面清洗,对空冷风机进行全面检查。
4.2运行期间检查真空系统阀门位置正确。
4.3定期进行真空系统密性试验,不合格是应及时找漏。
4.4定期进行真空泵切换,确保运行的正常,备用的可靠备用。
4.5夏季高负荷时检查空冷风机在最高转速,部分风机可超频运行,必要时可运行两台或3台真空泵,必要时可适当降低负荷。
4.6当班期间对气象条件,特别是风速风向要有一定了解,机组背压要有一定的裕量。
4.7巡检时检查确保空冷风机之间各小风门及各排端部小风门关闭。
4.8加强空冷配电室温度的检查,防止因温度高致变频器跳闸。
20、发电机氢系统着火的现象、处理及预防措施
答案:1预防措施
1.1运行中加强监视氢压,对补氢次数进行分析,加强发电机区域测氢,发现问题应及时联系检修查漏。
1.2监视氢温及氢冷系统运行正常。
1.3加强密封油系统监视,氢油压差应正常。
1.4动火作业应严格按规定测氢。
1.5监视补氢减压阀工作正常,有问题及时联系处理。加强监视氢纯度,严格按规定排污。排污时应使用铜钩,且操作必须缓慢。
1.6灭火设施齐备随时可用。
2现象
2.1CRT画面指示氢压摆动。
2.2发电机发生氢系统着火时就地有明火或异响,氢油压差异常波动。
3处理
3.1泄漏的氢气积聚在一定范围内遇到火花(接地碳刷等)会发生爆鸣。如由于密封油系统工作异常引起的氢泄漏,应及时恢复密封油系统正常运行。如由于系统法兰、端盖或接头不严引起泄漏,应及时联系检修堵漏,同时加强通风。
如由于工作人员动火作业引起着火,应马上采取措施扑灭。无法隔绝情况下应紧急排氢停机。
当发现发电机本体着火或氢爆炸,进行现场扑救危及人身时,应及时通知消防,并紧急排氢,破坏真空停机,进行氢置换,将机房天车停电。当危及主机润滑油系统时,应启动机组火灾保护。密封瓦处着火后,应待氢气排空后再停运密封油泵。开启机房窗户和屋顶风机加强通风。
做好停机操作并配合消防队员完成灭火工作。
21、汽轮机水冲击的现象、原因、处理及预防措施
答案:1现象
1.1高中压主汽门、调门门盖、汽机轴封、汽缸结合面等处有白色湿蒸汽冒出。
1.2机组负荷摆动且下降。
1.3汽轮机内部、主、再热蒸汽管及抽汽管、旁路系统蒸汽管内有水击声。
1.4差胀、轴向位移有明显变化,推力瓦温度及回油温度升高。
1.5汽机上下缸温差增大。
1.6机组振动增加,严重时发生强烈振动(水冲击是汽机的恶性事故之一,以上现象不一定同时出现,处理时应慎重)。
2原因
2.1汽温自动调节失灵或主再热蒸汽减温水门泄漏,造成主、再热蒸汽温度急剧下降,过热度不够。
2.2汽包水位控制不当或给水泵工作失常,造成汽包满水。
2.3高低压加热器、除氧器满水,汽机防进水保护拒动或抽汽逆止门关闭不严。
2.4高旁减温水控制不当或减温水隔离阀、控制阀不严。
2.5低负荷时,汽机各有关蒸汽管道疏水不畅。
2.6轴封系统疏水不良或轴封减温水调节失控。
2.7机组负荷突变。
3处理
3.1确认发生水冲击时,必须迅速破坏真空紧急停机。
3.2汽机水冲击时,应尽快切断有关汽、水源,加强主、再热蒸汽管道、本体抽汽管道、轴封汽源母管等有关系统的疏水。
3.3如因加热器、除氧器满水引起,应立即隔离故障加热器或开启除氧器事故放水,同时加强抽汽管道疏水。
3.4高旁减温水控制不当或隔离阀、控制阀不严,应手动调整减温水或手动关严减温水隔离阀。
3.5调整汽包水位和主、再热汽温至正常。
3.6发生汽机水冲击事故后应特别注意如下事项:
3.6.1停机过程中,应严密监视推力瓦温度及回油温度、轴向位移、上下缸温差、各汽缸缸胀、机组的振动情况等。
3.6.2必须准确记录惰走时间、大轴弯曲值,仔细倾听机内声音,以确定机组是否可以重新启动。
3.6.3若惰走时间明显缩短,轴向位移、推力瓦温度、振动、大轴弯曲值超限或机内有异常声音,应及时汇报有关领导,以决定是否揭缸检查。
3.6.4投盘车时,要特别注意盘车电流是否异常增大、晃动,严禁强行盘车。
3.6.5汽机发生水冲击紧急停机后,必须连续盘车24小时以上,偏心度、汽缸温差等参数正常后方可重新启动。
4预防措施
4.1机组启动时,一定要对主再热汽管道充分疏水。
4.2冲转时蒸汽参数的选择至少要有50℃的过热度,且要高于缸温最少50℃。
4.3启动时轴封蒸汽的温度要与缸温相对应,充分疏水,防止轴封母管带水。
4.4正常运行中严密监视汽包水位、轴封汽温、主再热汽温的自动调节,发现不正常时及时切至手动调节,防止由于汽包满水和减温水量过大造成气缸进水。
4.5正常运行中确保高旁减温水隔离门关闭严密。
4.6正常运行中对各加热器和除氧器水位加强监视,利用停机机会进行水位试验,确保可靠。
4.7定期对汽机防进水保护进行试验并确保可靠投入。
篇2:汽机试运反事故措施
目录
1通则4
2五项重点事故的防止措施4
2.1防止机组超速4
2.2防止机组断油烧瓦5
2.3防止汽机大轴弯曲6
2.4防止汽缸进水6
2.5防止汽机油系统着火7
3十项防范预防措施7
3.1凝结水泵不打水问题7
3.2低压缸排汽温度高问题8
3.3循环水泵液控碟阀误关问题8
3.4给水泵的机械密封问题9
3.5电动给水泵保护动作频繁问题10
3.6凝结水流量超标问题10
3.7机组真空偏低问题10
3.8机组润滑油油中带水问题11
3.9高加疏水系统问题12
3.10机组启停机过程中润滑油压偏低问题12
1通则
1.1启动试运过程中应严格按照《制造厂运行维护说明书》、《电厂运行维护标准》以及《启动调试措施》等有关规定执行。
1.2启动试运前,必须将机组各项联锁保护、声光报警以及正常监视和记录表计调试完好,并投入使用。
1.3试运人员应熟悉本机组的结构特点,系统布置及设备操作方法,明确每次启动的目的及要求,做好事故预想。
1.4运行维护必须严格执行“两票三制”。
2五项重点事故的防止措施
2.1防止机组超速
2.1.1各种超速保护必须投入运行。
2.1.2机组启动前,用模拟方式进行机组各通道电超速保护试验,超速保护不能正常动作时,禁止将机组投入运行。
2.1.3测试机组各汽门关闭时间,并应符合设计要求,确认高、
中压主汽门、调节汽门及各段抽汽逆止门均能迅速关闭,并严格按
规程规定做好上述汽门的定期活动试验。
2.1.4机组做真实超速前,必须先做手动打闸试验,确认就地和远方打闸试验合格后,允许做超速试验,并设专人负责就地和远方打闸按钮。
2.1.5正常停机时,在打闸前,应先减负荷至5%额定负荷左右,再将发电机解列,或采用发电机逆功率保护解列。
2.1.6坚持进行调节系统静态特性试验,使各项试验指标符合设计要求,静态试验不合格必须进行调整。
2.1.7保证EH油及润滑油油质清洁,无水无杂质。
2.1.8保证蒸汽品质良好。
2.1.9在机组安装或大修后,危急保安器解体或调整后,停机一个月以后再次启动时,机组进行甩负荷试验前,均应进行危急保安器动作试验。
2.1.10机组启停期间,注意旁路系统的运行状态,避免旁路系统的误操作
2.1.11机组每运行2000小时后应进行危急保安器充油试验和机械超速保护试验
2.1.12机组在正常运行时超过3600r/min,应立即打闸停机
2.2防止机组断油烧瓦
2.2.1机组各油泵电源可靠,必要时交流辅助润滑油泵接一路临时施工电源。
2.2.2安装和检修后要彻底清理油系统,保证油质清洁。
2.2.3调整好轴封供汽,防止油中进水。
2.2.4机组启动前必须进行油泵低压联动试验。直流油泵带负荷启动试验,试验不合格禁止启动。
2.2.5运行中严密监视油箱油位,润滑油压力,轴瓦温度及回油温度,油箱油位、润滑油压力和温度异常时,应按规程规定及时处理。
2.2.6油系统切换操作时,按工作票顺序谨慎进行操作,严密监视油压变化情况。
2.2.7机组正常运行时,支持轴承温度达到113℃,推力轴承温度达到107℃,应立即打闸停机
2.2.8正常停机时,应先试转直流润滑油泵,再启动交流润滑油泵,再打闸停机,并设专人监视润滑油压和轴瓦温度。
2.2.9正常运行时,还应密切注意机组的轴向位移,以防止推力瓦烧损
2.3防止汽机大轴弯曲
2.3.1启动前按规定连续盘车。
2.3.2启动前必须检查轴挠度,上下缸温差,轴向位移等,不具备启动条件严禁强行启动。
2.3.3轴系监视及保护装置调试完好,并投入运行。
2.3.4启动升速过程中,在2900r/min以下,机组转子过临界轴振超过254um应自动停机。若自动停机失灵或非临界转速轴振超过130um时,立刻手动停机。
2.3.5启动过程中,如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火,应立即手动停机,停机后认真分析原因,根据情况采取针对措施方可慎重再次启动。
2.3.6严禁机组在临界转速下停留或保持。
2.3.7若停机后,汽缸温度在150℃以上,电动盘车故障时,应严格按规程规定进行手动盘车。
2.3.8若转子出现热弯曲,电动和手动盘车均不成时,严禁强行盘车。
2.3.9轴封供汽管道应有良好的疏水系统并有可靠的防止水和冷汽进入汽封的措施。机组热态启动时,应注意轴封温度与金属温度相匹配,轴封管路经充分疏水后方可投汽。
2.4防止汽缸进水
2.4.1机组启动前,本体及蒸汽管道的各疏水阀水位联锁保护试验应正常进行,并应合格好用且投入运行
2.4.2启动中汽温在10分钟内上升或下降50℃,或稳定运行时汽温急剧下降50℃时,应打闸停机。
2.4.3启动运行中,若主再热汽管道阀门门杆冒白汽时,应打闸停机。
2.4.4经常检查汽缸上﹑下缸温差,发现异常时,应及时判断处理。
2.4.5严格控制轴封供汽温度,防止轴封供汽带水或轴封供汽管积水。
2.4.6各级加热器的水位保护联锁试验必须合格好用,正常投入,注意启停及运行中各加热器的水位调整和排放,防止抽汽系统向汽缸返水。
2.4.7启停中,做好疏水系统的调整和检查,注意疏水扩容器水位,防止疏水系统向汽缸返水。
2.4.8停机后,应监视凝汽器水位,以防凝汽器满水倒灌如汽缸。
2.5防止汽机油系统着火
2.5.1油区的各项措施应符合防火﹑防爆要求,消防措施完善,防火标志鲜明,防火制度健全。
2.5.2严禁火种带入油区,油区严禁吸烟,油管道法兰﹑阀门及可能泄漏油部位附近不准有明火,必须明火作业时要采取有效措施,严格执行动火制度。
2.5.3油区附近的热管道或其它热体的保温应坚固完整,并包好铁皮。
2.5.4做好油系统与其它易燃易爆气体的隔离。
2.5.5油区附近配备足够的消防装置,并定期进行检查维护。
2.5.6消防水系统要同工业水系统分开,确保消防水量﹑水压不受其它影响,消防泵的备用电源应由保安电源供给。
2.5.7加强防火观念,经常巡视检查,出现火情,及时发现及时扑灭。
2.5.8机组油系统出现火情,根据情况,及时汇报处理。
3十项防范预防措施
3.1凝结水泵不打水问题
3.1.1引起凝结水泵不打水问题的主要原因有:
3.1.1.1凝结水水质较差,造成凝结水泵入口滤网堵塞;
3.1.1.2凝结水泵盘根以及吸入端漏空气严重,同时密封水密封效果不好,造成凝结水泵吸入端负压侧漏空气;
3.1.2预防措施:
3.1.2.1凝结水系统试运初期,必须进行一定时间的凝结水系统冲洗及冲洗后清扫,保证凝结水水质良好;
3.1.2.2对凝汽器汽侧以及凝结水泵入口滤网在试运期间定期清扫;
3.1.2.3对凝结水泵入口负压侧进行检漏,保证密封效果。
3.2低压缸排汽温度高问题
3.2.1问题出现的原因:
3.2.1.1凝结水水质不好;
3.2.1.2低压缸喷水减温系统的滤网与喷头尺寸不配合。
3.2.2预防措施:
3.2.2.1.首先保证凝结水水质良好;
3.2.2.2.在低压缸喷水减温阀管路上保证滤网与低压缸内喷头的尺寸相对应,避免喷头的堵塞;
3.2.2.3在试运期间,定期在停机后,应对低压缸内的减温水系统的滤网和喷头进行清扫,以保证喷头的雾化效果;
3.2.2.4在运行中,运行人员应严密监视低压缸排汽温度,当排汽温度达到报警值(79℃)时应首先对减温水旁路及调节阀的滤网进行清扫,以保证杂质不进入减温水喷头内;
3.2.2.5当排汽温度达到121℃值时应立即打闸停机;
3.2.2.6保证低压缸喷水减温水自动调节阀联锁正常好用。
3.3循环水泵液控碟阀误关问题
3.3.1出现的问题:
3.3.1.1循环水泵出口液控碟阀在循泵运行时无故自行关闭。
3.3.2预防措施:
3.3.2.1保证液控碟阀开关电磁阀的可靠电源,严禁无故失电或接线不牢造成虚接现象;
3.3.2.2保证CRT反馈与就地开关位置相符,以利于监视和及时采取相应措施,避免误操作;
3.3.2.3正常运行时蓄能器应正常投入,定期检查蓄能器。
3.4给水泵的机械密封问题
3.4.1出现问题的主要原因有:
3.4.1.1CHTC-5/6型给水泵是沈阳水泵厂引进新技术,设计制造的新产品。其机械密封装置的设计仍有不完善之处,表现在机械密封动环无卡槽,泵运行后,动环窜动与静环碰磨,石磨环炸碎;
3.4.1.2.由于给水泵最小流量阀卡涩,给水泵在低负荷运行时汽化,在机械密封的动环与静环之间无法形成水膜。动环与静环摩擦,进水后引起石磨环炸碎或变形;
3.4.1.3由于给水泵在特殊工况下,带负荷过快,造成给水泵轴向位移瞬间增大。机械密封动环与静环碰磨,严重时造成给水泵推力瓦及平衡盘磨损。
3.4.2.预防措施:
3.4.2.1从设计上保证动环和静环设计的合理性;
3.4.2.2在安装工艺上保证最小流量阀灵活且在运行过程中不发生卡涩现象;
3.4.2.3在带负荷过程中应尽量保证负荷平滑升降;
3.4.2.4在运行过程中,运行人员应严密监视给水泵最小流量阀的动作情况。
3.5电动给水泵保护动作频繁问题
3.5.1引起电动给水泵保护动作频繁问题的主要原因有:
3.5.1.1液力偶合器轴承温度和液力偶合器工作油冷油器入口温度高保护动作。
3.5.2预防措施:
3.5.2.1安装公司应严格按照设计来进行接线,严防接线错误;
3.5.2.2电动给水泵启动前逐项进行各保护试验,保证每项试验合格好用,并正常投入。
3.5.2.3保证电动给水泵的润滑油及工作油冷却器正常有效地投入。
3.6凝结水流量超标问题
3.6.1出现问题的主要原因有:
3.6.1.1凝结水再循环旁路门手动截门漏泻严重;
3.6.1.2凝结水再循环气动调整门不能正常投入。
3.6.2预防措施:
3.6.2.1凝结水再循环旁路门及各减温水阀门进行彻底的研磨,保证各截止门无漏泄;
3.6.2.2凝结水再循环调整阀能够正常投入,自动调节无误。
3.7机组真空偏低问题
3.7.1出现问题的原因为:
3.7.1.1凝汽器真空系统的漏泄;
3.7.1.2给水泵汽轮机排汽碟阀的不严密;
3.7.1.3主/再热蒸汽管道疏水阀热态卡涩,凝汽器热负荷增大;
3.7.1.4轴封加热器疏水系统不合理;
3.7.1.5凝汽器铜管脏,换热差;
3.7.1.6#5、#7低压加热器正常疏水不畅,事故疏水参与调节,增加了凝汽器的热负荷;
3.7.1.7真空泵电流频繁摆动,影响真空泵的出力,其主要原因可能是真空泵轴端密封漏汽以及抽空气管布置不合理问题,因长期运行,抽空气管道积水,引起汽水分离器水位变化。
3.7.2预防措施:
3.7.2.1对真空系统进行彻底的检漏,可采取对凝汽器和疏水扩容器进行泡水的办法,或者采取用氦质谱检漏仪对真空系统进行检漏;
3.7.2.2解决主/再热蒸汽管道疏水阀卡涩问题,以及加热器疏水问题,以减少凝汽器的热负荷;
3.7.2.3对轴封加热器疏水系统进行改造,保证轴封系统的可靠性;
3.7.2.4保证胶球系统正常投入,改善铜管的换热效果;
3.7.2.5对小机排汽碟阀进行检修,保证无漏泄;
3.8机组润滑油油中带水问题
3.8.1出现问题的原因是:
3.8.1.1主汽供轴封的主路,旁路电动门关不严,引起轴封母管压力超标严重,蒸汽通过油档进入油系统;
3.8.1.2高中/低压缸轴封间隙可能不合适;
3.8.1.3真空不稳定。
3.8.2预防措施:
3.8.2.1取消主汽供轴封旁路系统,同时对主汽供轴封主路电动门进行彻底的检修,保证该阀的严密性;
3.8.2.2确保机组系统真空稳定;
3.8.2.3确保高中/低压缸轴封间隙和油档间隙符合设计要求。
3.9高加疏水系统问题
3.9.1出现问题的原因为:
3.9.1.1高加水位保护的一次元件—液位罐,可靠性差,多次误发信号,引起高加动作;
3.9.1.2高加的疏水系统在额定工况下,疏水调节阀已全开,没有调节余度。
3.9.2预防措施:
3.9.2.1对高加疏水液位罐加强冲洗;
3.9.2.2保证加热器水位保护及联锁试验正常好用,投入运行。
3.10机组启停机过程中润滑油压偏低问题
3.10.1出现问题的原因:
3.10.1.1油管路的逆止阀卡涩
3.10.2预防措施:
3.10.2.1检修油管路逆止阀,保证逆止阀关闭严密和灵活;
3.10.2.2启停机时严密监视润滑油压,紧急情况下,启动直流油泵,以保证润滑油压值。
篇3:某发电厂汽机检修火灾伤亡事故处置方案
1总则1.1编制的目的高效、有序地处理本部门火灾伤亡突发事件,避免或最大程度地减轻火灾人身伤亡造成的损失,保障员工生命和企业财产安全,维护社会稳定。1.2编制依据《电力企业现场处置方案编制导则》《****公司人身事故应急预案》1.3适用范围适用于汽机检修分公司火灾伤亡突发事件的现场应急处置和应急救援工作。2事件特征2.1危险性分析和事故类型火灾事故危险:制氢站着火、汽轮机油系统着火、给水泵(凝结水泵、循环泵)润滑油系统着火、循环泵出口蝶阀液压站液压油系统着火、重要生产现场着火事故。2.2事故可能发生的地点和装置氢站、汽轮机油系统、转的设备润滑油系统、循环泵液压站、电焊、气割动火作业区域。在运行检修过程中,均可能造成火灾伤亡事故。2.3可能造成的危害2.3.1烧伤人员病程长、医疗消耗大、并发症多、病情变化快。死亡率高。2.3.2烧伤造成局部组织损伤,轻伤损伤皮肤、肿胀、水泡、疼痛;重者皮肤烧焦。甚至血管、神经、肌腱等同时受损,呼吸道也可能烧伤,烧伤引起的剧疼和皮肤渗出等因素导致休克,晚期出现感染,败血症等并发症而危及生命。2.4事前可能出现的征兆2.4.1制氢站、发电机氢系统、汽轮机油系统、水泵润滑油系统、循环泵液压站发生泄漏。2.4.2机组检修、设备改造、日常生产维护、承揽工程等工作中,执行制度不严、安全意识薄弱、习惯性违章等均有可能造成火灾伤害伤亡事故。3组织机构及职责3.1成立应急救援指挥部总指挥:经理成员:副经理安全专工事发班组班长现场作业人员消防队员医护队员安监队员保卫队员3.2指挥部人员职责3.2.1总指挥的职责:全面指挥火灾伤亡事件的应急救援工作。3.2.2副经理的职责:汇报有关领导,协助总指挥,负责指挥应急救援的具体工作,组织现场人员进行先期处理。3.2.3安全专工职责:协助副经理完成现场事故调查、正确实施紧急处置方案;监督安全措施落实和人员到位情况。3.2.4事发班组班长职责:组织、协调本班组人员参加应急处置和紧急救援工作。3.3.5现场工作人员职责:发现异常情况,及时汇报,做好火灾伤亡人员的先期急救处置工作。3.2.6消防队员职责:立即达到现场扑救火灾。3.2.7医护队员职责:接到通知迅速赶赴事故现场进行急救处理3.2.8保卫队员职责:负责现场的安全警戒和交通疏导。4应急处置4.1现场应急处置程序4.1.1火灾伤亡突发事件发生后,班长应立即向应急救援指挥部汇报。4.1.2该方案由经理宣布启动。4.1.3应急处置组成员接到通知后,立即赶赴现场进行紧急处理4.1.4火灾伤亡事件进一步扩大时启动《人身事故应预案》4.2处置措施4.2.1迅速将烧伤人员脱离火源,立即采取冷疗措施。4.2.2迅速使伤员脱离火灾现场,置于通风良好的地方,清除口鼻分泌物4.2.3衣服着火,应立即脱去燃烧的衣服,或就地打滚压灭火焰、或以水浇,或用衣被等物扑盖灭火。4.2.4电烧伤时,首先要用木棒等绝缘物或橡胶手套切断电源,立即进行急救,维持病人的呼吸和循环。4.2.5在进行现场应急处置的同时联系厂医务室拨打120急救电话。4.2.6对烧伤严重者应禁止大量饮水,以防休克。4.2.7呼吸、心跳情况的判断:(1)火灾伤员如意识丧失,应在10S内,用看、听、试的方法判断伤员呼吸心跳情况。看一看伤员的胸部、腹部有无起伏动作。(2)听----用耳贴近伤员的口鼻处,听有无声音。(3)试----试测口鼻有无呼气的气流。再用两手指轻试一侧(左或右)喉结旁凹陷的颈动脉有无博动。若看、听、试结果既无呼吸有无颈脉博动,可判断呼吸心跳停止。4.28火灾伤员呼吸和心跳均停止时,应立即按心肺复苏法支持生命的三项基本措施,进行就地抢救:(1)通畅气道(2)口对口(鼻)人工呼吸(3)胸外按压(人工循环)4.2.9抢救过程中的再判定:(1)按压吹气1min后(相当于单人抢救时做了4个15:2压吹循环),应用看、听、试的方法在5~7S时间内完成对伤员呼吸和心跳是否恢复的再判断。(2)若判断颈动脉已有博动但无呼吸,则暂停胸外按压,而再进行2次口对口人工呼吸,接着每5S吹气一次(即每分钟12次)。如脉搏和呼吸均未恢复,则继续坚持心肺复苏法抢救。(3)在抢救过程中,要每隔数分钟再判断一次,每次判断时间均不得超过5~7S。在医护人员未接替抢救前,现场抢救人员不得放弃现场抢救。4.3事件报告4.3.1经理立即向厂长汇报火灾伤亡情况及现场采取的急救措施情况。4.3.2火灾伤亡事件扩大时,由厂长向上级主管单位汇报事故信息,如发生重伤、死亡、重大死亡事故,应立即报告当地人民政府安全监察部门、公安部门、人民检察院、工会,最迟不超过1小时。4.3.3事故报告要求:事件信息准确完整、事件内容描述清晰;事件报告内容主要包括:事件发生时间、事件发生地点、事故性质、先期处理情况等。4.3.4部门联系电话部门联系电话火警119消防队市急救中心120厂长厂部值班120安监科保卫科医务所5注意事项5.1火灾扑救时,要正确使用消防器材,对着火焰根部扑救。对电气着火、油品着火使用使用干粉灭火器进行扑救,决不能用水扑救。5.2扑救可能产生有毒气体的火灾(电缆、油着火等)时,扑救人员应正确使用正压式消防空气呼吸器。5.3电气设备发生火灾时应首先报告当值值长和有关调度,并立即将有关设备的电源切断,采取紧急隔停措施。5.4参加灭火的人员在火灾时应防止被火灾烧伤或被燃烧物所产生的气体引起中毒、窒息以及防止引起爆炸。电气设备上火灾时应防止触电。5.5发现制氢站及氢气系统着火时,应立即隔离氢气系统,停止制氢设备。在现场的检修人员利用干粉灭火器进行灭火。由于漏氢而着火时,应先用石棉布密封漏氢处,再进行灭火。
5.6发电机或氢冷系统发生火灾时,应紧急停机,同时向发电机内充CO2进行排H2灭火,水冷系统及主机盘车装置保持运行。
5.7在组织人员疏散时,疏散人员首先要切断身边电源,捂鼻、弯腰迅速离开火灾现场,疏散至上风口,并确认人数。5.8要根据现场指挥组提供的信息,确认至害原因,对症救治。5.9对伤亡人员进行心肺复苏时,要领要正确,要一直坚持到医务人员到来为止,不得中途放弃。5.10尽快使受伤人员接受上一级医疗卫生机构的救治,保证救治及时有效。5.11在向公司归口部门和社会应急救援力量报告时,应详细将事故发生的地点、人员伤亡情况、事故大致损失、现场处置和救援等情况进行报告,同时要做好急救车辆的引导。5.12应急救援结束后,要防止复燃,造成二次事故。6附件6.1应急部门、机构或人员的联系方式序号岗位姓名办公电话手机备注经理副经理书记安全专工办公室6.2应急设备、器材和物资清单序号物资名称规格型号数量储放地点保管人员联系电话分公司应急处置组成员:消防队员名单:医护队员名单:保卫队员名单: