发电机出口主开关跳闸联锁防止汽轮机跳闸技术方案措施

篇2：防止汽轮机超速技术措施A

一、防止汽轮机超速技术措施

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。

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,禁止机组起动和运行。

3、机组重要运行监视表计,尤其是转速表,显示不正确或失效,严禁机组起动。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。

4、透平油油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下,严禁机组起动。

5、机组大修后必须按规程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。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下,严禁起动。

6、正常停机时,在打闸后,应先检查有功功率是否到零,千瓦时表停转或逆转以后,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。

7、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。

8、抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠,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。

9、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。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组,应积极创造条件进行甩负荷试验。

10、坚持按规程要求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、抽汽逆密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。

11、危急保安器动作转速一般为额定转速的110%±1%。

12、进行危急保安器试验时,在满足试验条件下,主蒸汽尽量取低值。

13、数字式电液控制系统(DEH)应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件。

14、汽机专业人员,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。

15、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、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。

16、要慎重对待调节系统的重大改造,应在确保系统安全、可靠的前提下,进行全面的、充分的论证。

17、严格执行运行、检修操作规程,严防电液伺服阀(包括各类型电液转换器)等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。

二、汽轮机超速事故处理方法

1如果转速超过3360r/min,危急保安器未动作,应立即手打危急保安器,破坏真空紧急故障停机。

2如果危急保安器动作,而自动主汽门,调速汽门或抽气逆止门卡涩或关闭不严,应设法关闭以上各气门或者立即关闭电动主汽门和抽气门。

3如果采取上述措施后机组转速仍然降不下来,则应迅速关闭一切与汽轮机相连的气阀,以截断气源。

4必要时可以要求电气人员将发电机励磁投入。

5机组停下后,应全面检查调节保安系统,消除缺陷。重新启动后,在并列前,必须做危急保安器超速试验,确认动作转速正常后,方可并列投入运行。

篇3：汽轮机扣大盖安全措施

一、安全措施

1.对行车的起吊重量、行车速度、起吊高度、起吊速度以及起吊及纵横向行车的极限范围性能认真检查,这些性能应满足扣大盖的工艺要求。

2.检查行车钢丝绳完整情况,并对其进行动负荷校验。

3.起吊工作要由专人统一指挥。

4.起吊过程要平稳。

5.严禁在起吊重物下站人。

二、技术措施

1、扣大盖所需的设备零部件,预先进行清点检查,无短缺或不合格的情况,并按一定的次序放置整齐。

2、施工用的工具和器具应仔细清点和登记,扣完大盖后再次清点,不得遗失。

3、汽缸内各部件及其空隙必须仔细检查并用压缩空气吹扫,确保内部清洁无杂物、结合面光洁、各孔洞通道部分应畅通。

4、对汽缸的各个零部件的结合部位,都涂敷自制的垫料。

5、汽缸内在运行中可能松脱的部件,扣缸前最后锁紧。在运行中可能松脱无用的部件,应予拆掉。

6、吊装上缸时,用精密水平仪监视水平结合面,使之与下缸的扬度相适应,安放时装好涂油的导杆,下降时随时检查,不得有不均匀的下落和卡住现象。

7、汽缸水平结合面上的涂料,在上缸扣至接近下缸时涂抹,此时将上缸用方木临时支垫好,确保安全。

8、在上下缸水平结合面即将闭合而绳索尚未放松时,将定位销打入汽缸销孔。

9、扣大盖工作从内缸装第一个部件开始到上缸就位,全部工作连续进行,不中断。

10、扣盖完毕后盘动转子倾听,汽缸内部应无摩擦音响。

编写:

批准:

年月日

篇4：汽轮机超参数运行安全措施

为了保证机组的安全运行,特制定关于汽轮机超参数运行的安全措施:

1、汽压升高至9.32Mpa时,联系锅炉降压,短时间内汽压无下降或呈上升趋势时,汽机专业缓慢加负荷至汽压无上升趋势或稳定时(最高不得高于9.5Mpa),停止加负荷。待汽压下降时,再根据汽压缓慢减负荷,禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。

汽压降至8.34Mpa时,联系锅炉升压,短时间内汽压无上升或呈下降趋势时,汽机专业缓慢减负荷至汽压稳定无明显变化时(附表),待汽压上升时,再根据汽压再缓慢加负荷,禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。具体如下:

汽压(℃)8.0以上7.84~7.947.64~7.847.54~7.647.44~7.54

负荷(MW)35以上30~3520~3015~2010~15

3、汽温升至540℃时,联系锅炉专业降温,并密切注意机组振动情况,短时间内汽温无下降或呈上升趋势时,汽机专业缓慢加负荷,确保汽温无上升趋势或无明显变化时(最高不得高于545℃),停止加负荷,待汽温下降时,再根据汽温缓慢减负荷,期间禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。

4、汽温低至525℃以下时,联系锅炉专升温,短时间内汽温无上升或呈下降趋势时,汽机专业缓慢减负荷,确保汽温无下降趋势或稳定时(附表),停止减负荷,待汽温上升时,再根据汽温缓慢加负荷,禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。具体如下:

汽温(℃)505~540500~505490~500

负荷(MW)35以上25~355~25

正常运行中真空不得低于-0.050Mpa,若在空冷管束冻结情况下,可适当调整真空,低速进行暖空冷管束,但最低不得低于-0.040Mpa,以确保机组安全、稳定运行。

各值严格按照以上规定执行,以确保机组安全、稳定运行。

篇5：汽轮机电气整套启动方案范本

1?编制目的

启动试验是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节,在启动试验过程中检验一、二次回路(控制、励磁、测量、保护)的可靠性,是保证机组安全、经济、文明地投入生产,形成生产能力,发挥经济效益的关键性程序。为了明确整套启动调试工作的任务和各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行,特编制本措施用于指导发电机组整套启动试验过程。

2?编制依据

2.1.?《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996版)》;

2.2.?《火电工程启动调试工作规定》;

2.3.?《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006;

2.4.?《火电工程调整试运质量检验及评定标准》;

2.5.?《电力系统自动装置检验条例》;

2.6.?有关行业和厂家的技术标准;

2.7.?设计图纸和制造厂家安装、调试说明书;

3?主要设备参数

3.1.?发电机

型号:QFW-15-2

额定功率:15MW

额定电压:?10500V

额定电流:1031A

额定励磁电流:259A

冷却方式:空冷

额定功率因数:0.8

额定频率:50Hz

额定转速:3000r/min

制造厂家:山东济南发电设备厂

3.2.?发电机保护

型?号PMC-6510?深圳市中电电力技术有限公司

PMC-664G?深圳市中电电力技术有限公司

PMC-700G深圳市中电电力技术有限公司

3.3.?同期装置

型?号?W*-98

电压100V

制造厂家?江苏国瑞

3.4.?励磁变

型?号BK-2KVA??

额定容量?2KVA?额定电压10.05?KV?/220V

制造厂家?淄博博山汇利电控成套仪表厂

?出厂日期?2011?年1月

3.5发电机开关

?型?号?:

?额定容量?:

?额定电压?:

?制造厂家?:

?出厂日期?:

?4?组织分工

4.1.?试验过程中的试验接线、巡回测量、增/减励磁的操作以及开关的远方操作,由调试、安装单位人员负责,生产单位运行人员配合;

4.2.?试验过程中有关短路线的拆装,设备的维护、消缺以及临时设施的制作安装和系统恢复接线等由安装、调试单位负责,生产单位运行人员复核;

4.3.?启动前的绝缘电阻测量、地刀、电压互感器及高压、低压熔断器的投入与退出,直流系统投入与退出,与调度联系并网及并网操作,并网后及试运行监盘工作由安装调试单位负责,安装及生产单位配合。

4.4.?安装单位、单体调试单位负责发电机组设备的相关问题处理;

5?启动试验应具备的条件

5.1.?发电机组一次主系统各设备应按安装规程要求安装竣工,验收完毕,经单体调试合格,符合调试规程,具备额定值的带电能力;

5.2.?发电机组二次系统各元件按规程调试结束,保护定值符合建设单位给定值方案要求。操作、保护、信号、同期、励磁回路传动试验正确无误,二次电流回路进行一次通电检查,电压回路进行三相二次通电检查,自动励磁调节装置静态调试合格。具备投入条件,完成发电机静态试验全部项目、发电机→汽机联锁检查试验;

5.3.?辅机经分部试运,已达到设计要求,保护传动、安全联锁试验符合设计要求,具备整套启动条件;

5.4.?有关生产照明、事故照明、通讯联络设备已安装调试完毕,可以投入正常运行;

5.5.?生产区域的场地平整,平台栏杆、沟道盖板应齐全,有碍运行的脚手架、障碍物、易燃物、垃圾等应清除干净;

5.6.?带电区域围栏应完整,房间应加锁,并挂“高压危险”或“有电危险”警告牌;

5.7.?施工单位已完成设备、保护、自动装置、单机调试及分部试运工作,确认已能满足整套启动试运条件。提交分部试运阶段的记录和有关的技术文件及图纸资料。已做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施,准备好启动调试工作中所需的工具和安全用具。试验用的仪器、仪表、记录表格准备就绪;

6?启动试验前的准备工作

启动试验前的准备工作做得充分,是调试工作顺利进行的可靠保证,要考虑周到,分工明确,认真细致进行操作,做到万无一失;

6.1.?将发电机、配电柜、电动机、变压器等主要设备的设计图纸、说明技术书、继电保护装置调试整定试验记录准备齐全,以便试验时查对;

6.2.?所有被试一、二次设备按系统正常工作状态连接,拆除临时设施;

6.3.?检查发电机出口断路器在断开位置,所有屏、柜操作开关、操作把手、保护压板均在断开或中间无选择位置;

6.4.?所有电流互感器二次备用绕组已短接并接地;

6.5.?按照发电机短路特性试验要求,装设一根短路铜排:

6.6.?取一临时电源为发电机短路、空载试验电源,

6.7.?试验短路点装设于发电机出线端柜断路器下端处,短路排通流量要与设备的额定电流相对应并留有一定的余量,接触要可靠,拆装短路排时,要按照安全规程的规定进行;

6.8.?PT,?CT二次回路检查,发电机开关传动检查,励磁装置检查,联锁检查。保护定值检查,发电机与主控室联络信号的检查。

6.9.?测量发电机一次系统设备绝缘电阻:

6.9.1.?发电机定子绕组:使用2500V兆欧表,符合规程要求;

6.9.2.?发电机转子绕组:使用500V兆欧表(注意不要将兆欧表电压施加给自动励磁调节装置)。

6.9.3.?各有关隔离开关、断路器、电力电缆等:使用2500V兆欧表,符合规程要求;

6.9.4.?测量绝缘电阻时要确认被试设备已无人工作,并先将被试设备放电,经核实无电压后进行。必要时派专人监护,并将测试结果进行记录。

6.10.?检查各操作保险、动力保险、电压互感器一、二次保险应完好齐全,符合规定,并应有一定数量的备用品;

6.11.?准备好试验时观测数据的装置及位置:

6.11.1.?发电机定子电压:在主控室发电机保护测控屏接电压表一块;并在发电机保护装置上观测数据。

6.11.2.?发电机定子电流:在发电机保护装置上观测数据。

6.11.3.?发电机励磁电流在励磁装置上观测数据

6.11.4.?准备好测量发电机差动保护各侧电流相位的仪器,并落实测试位置;

6.12.?进行一次电气→汽机、汽机→电气的联动保护传动试验。试验正常后临时断开电气→汽机之间的联动连接线,防止试验过程中误关主汽门;

6.13.?配备无线对讲机,供试验时联络用;

6.14.?准备好上述一切测试项目的记录表格、资料、必要用具等;

7、?试验内容、方法与步骤

7.1.升速过程中的试验:

7.1.1.?转子在不同转速下的交流阻抗,核对发电机相序:

7.1.1.1.?核对相序试验地点选择在发电机电压互感器“PT”二次端子箱处进行;

7.1.1.2.?试验时应选择在发电机转速为1200~3000r/min时进行。应先在发电机测控屏测量发电机PT电压互感器二次电压幅值,试验人员应做好个人绝缘保护;在发电机二次侧使用数字万用表测量电压、使用相序表测量相序,发电机三相电压幅值应对称,相序应为正(顺时针)相序;

7.2.?发电机短路状态下的试验:

7.2.1.?检查发电机的冷却系统应已投入;

7.2.2.?发电机的差动保护退出位置;复合电压过流保护投入位置,发电机过压保护投入位置,投入发电机测量PT。

7.2.3.?检查发电机出口短路铜排已设置完毕,连接可靠,短路点派专人监护;

7.2.4.?发电机组保持额定转速运行;

7.2.5.?分别将发电机控制、保护电源开关(或熔断器)投入,自动励磁调节装置投入;

7.2.6.?在发电机励磁屏上合上灭磁开关“MK”,在励磁柜或发电机控制屏操作“增磁”略加励磁,使发电机定子电流维持在0.2In(206.2/0.687A),观察发电机定子电流有无显示,并使用钳形电流表检查试验范围内CT二次回路:差动A411、B411、C411、测控保护屏A421、B421、C421、及A461、B461、C461、励磁屏A441、B441、C441计量屏A431、B431、C431、差动A471、B471、?C451A421、B451、C451、有无开路现象:

7.2.7.发电机电流检查:

7.2.7.1.?在发电机保护装置屏的电流端子处检测电流的幅值及相位,并做好记录;

7.2.7.2.?在发电机保护装置屏的电流端子处检查差动保护A411?B411?C411、A471?B471?C471的电流相位及相序,并在微机保护上检查差流变化.

7.2.8.?逐渐增加励磁,使发电机定子电流CT一次/二次分别为发电机额定电流的:

In10%:?103.1A/0.344A

In20%:206.2A/0.687A

In30%:309.3A/1.031A

In40%:412.4A/1.374A

In50%:515.5A/1.718A

In60%:618.6A/2.062A

In70%:721.7A/2.406A?

In80%:624.8A/2.749A

In90%:927.9A/3.093A

In100%:?1031A/3.437A

录制完整的发电机短路特性曲线。记录发电机定子电流、发电机励磁电压、发电机励磁电流。

7.2.9.?升流过程中注意观察发电机保护装置动作情况;

7.2.10.?发电机定子电流维持在额定值:

7.2.11.?使用双钳相位表分别检查、测量并记录发电机差动保护回路的相位;

7.2.12.?检查各保护、测量回路的电流否是否平衡

7.2.13.?检查一次设备运行情况是否正常,观察各保护装置动作情况;

7.2.14.?励磁电流减小到零,操作断开灭磁开关“MK”,恢复正常发电机电流保护、测量接线;

7.2.15.?调试人员在做好接地后,拆除发电机出线开关柜后短路铜排,恢复一次接线,,并拆除接地线;拆除备用柜后至励磁变电缆。合上励磁变刀闸。

报经指挥同意后进行下一项试验。

7.3.?发电机空载试验:

7.3.1.?再一次检查发电机出线及10KV配电室,检查所有高压带电处是否均挂安全标示牌,派人到升压的各处监视。投入发电机测量PT、励磁PT:及励磁变刀闸;发电机开关应在抽出位置。

7.3.2.?检查确认发电机电流保护应全部投入.

7.3.3.?合上灭磁开关“MK”,略加励磁,使发电机定子机端电压互感器一次/二次为1200V/12V并记录发电机空载试验的第一点,检查带电设备(包括发电机6KV配电室、)有无异常,检查三相电压是否对称;

7.3.4.?继续增加励磁,缓慢升压,使发电机定子机端电压互感器一/二次电压分别为:

2000V/20V

3000V/30V

4000V/40V

5000V/50V

6000V/60V

7000V/70V

8000V/80V

9000V/90V

9000V/90V

10500V/105V

录制完整的发电机空载上升特性曲线及励磁机负载上升特性曲线,记录发电机定子电压UFD、发电机励磁电压UFL、发电机励磁电流IFL的显示数值。(在升、降电压试验过程中励磁只可以向一个方向调节,不可随意变动方向,否则将影响试验准确度及特性曲线。调到一定数值时,待数据稳定后进行读取,在读取时,要求统一发令所有数据同时读取)。在升压过程中应安排人员观察保护装置动作情况,随时核对厂家提供的发电机空载曲线、并记录。机端电压达到额定电压时,全面检查发电机电压互感器、励磁PT二次回路输出电压,在主控室保护装置屏检查发电机转子绝缘情况;

7.3.5.?在空载额定电压下测量发电机轴电压:

7.3.5.1.?提起发电机转子接地保护炭刷;

7.3.5.2.?用数字万用表测量发电机转子大轴两侧电压U1、测量励磁机侧轴承座与机座之间的电压U2,U1≈U2;

7.3.5.3.?恢复发电机转子接地保护炭刷原始安装位置。

7.3.6.?在发电机组保护屏测量发电机电压互感器“PT”开口三角处的不平衡电压,同时密切监视发电机内部有无异音、异味,带电设备是否正常;

7.3.7.?缓慢减小励磁,降低发电机电压,以上升时的电压试验点为基准,录制完整的发电机空载下降特性曲线及励磁机负载下降特性曲线,记录发电机定子电压UFD、发电机励磁电压UFL、发电机励磁电流IFL的显示数值。在降压过程中应安排人员观察各保护动作(返回)情况,并记录;

7.3.8.?减小励磁到零,断开灭磁开关“MK”,根据试验绘制发电机空载特性曲线并分析、核对出厂试验报告;

7.4.?测录发电机定子残压及相序

7.4.1.?当定子电压降至零后,先在发电机PT二次回路测量电压值,如折算至一次电压低于400V时,方可用电压表直接测量出发电机出线母线残压。

7.4.2.?用相序表测量发电机定子出线相序,其相序应与发电机出线颜色一致

向指挥报告试验情况,经同意后进行下一项试验。

7.5.?高压定相及同期回路检查:

7.5.1.1.?高压定相注意事项:

7.5.1.2.?试验前进行实地观察,确定最好安全方便测量位置。

7.5.1.3.?注意人身安全,核相棒绝缘良好,接地线可靠接地。

7.5.1.4.?核相时两人操作,每人各持一核相棒,操作人员应带绝缘手套,穿绝缘靴,站在绝缘垫上进行操作。

7.5.1.5.?用核相捧在带电设备上验明其指示正确,绝缘可靠。

7.5.2.?高压定相位置选择在发电机并网开关高压配电柜内进行,在发电机并网开关高压配电柜内的上、下静触头进行定相,在高压定相时在集控时室同时进行观测,在同期屏把同期开关置于手动和自动位置,观察同期装置的动作状态与高压定相的相位变化是否对应.

7.5.3.?10KV母线PT和发电机PT的二次核相在主控室内进行,并在主控室同期屏发电机PT和母线PT二次核相复查,检查发电机PT同期回路电压相位和母线PT同期回路电压相位,比对是否一致,并做好记录;

7.5.4.?检查发电机PT测量及保护电压二次回路的幅值及相位,并做记录;

向指挥报告试验情况,经同意后进行假同期(手动准同期)试验。

7.6.?自动励磁调节装置试验(由单体调试人员负责发电机空载自动励磁调节装置的试验、投运,整体调试人员配合。):

7.6.1.?确认发电机并网断路器、励磁开关“MK”在断开位置,一、二次设备无异常;

7.6.2.?发电机自动励磁调节装置置“手动”调节位置,操作发电机自动励磁调节装置起励按钮;

7.6.3.?手动电压调节试验:合励磁开关”MK”,用起励电源升压至发电机0.8Un,观察机端电压变化情况,核对调节整定是否在80%Un。操作(减小励磁/增加励磁)按钮增加励磁,调节、观察电压能否在80%~110%Un之间调节,调节过程应均匀,发电机电压升、降过程应平滑无突变现象。核对手动调节整定上限是否在110%Un位置稳定,无跳跃现象;

7.6.4.?自动电压调节试验:手动调整发电机电压为90%Un,切换至“自动”,观察机端电压变化及超调、振荡情况,核对自动调节整定下限是否在90%Un。利用增励磁/减励磁调压,发电机电压应能在90~110%Un之间调节,调节过程应均匀,发电机电压升、降应平滑无突变现象,并观察机端电压能否在100%Un位置稳定,无跳跃现象;

7.6.5.?手动、自动调节通道切换试验:在同一给定值下(90%~110%)手动/自动切换过程中观察机端电压波动幅值;

7.6.5.1.?切换应由建设单位有经验的电气运行人员担任,一人操作,一人监护;

7.6.5.2.?切换过程中,发电机电压应平稳不摆动。

向指挥报告试验情况,经指挥同意后进行下一项试验。

7.7.假同期(自动准同期)试验及并网:

7.7.1.?检查发电机并网开关隔离开关在断开位置,断路器在断开状态,一、二次带电设备无异常;

7.7.2.?按正常操作将发电机电压升到额定电压值;

7.7.3.?发电机出口同期选择开关置“投入”位,手动同期闭锁开关置“同期闭锁”位,手动自动同期选择开关置“自动”位,检查同期装置同步显示器显示,同期装置自动调节发电机励磁和转速使同期装置同步显示器显示的相位差显示接近0°,当同期装置同步显示器显示相位差的相位表显示在同步点的越前≤20°位置时,同期装置发出合闸脉冲将发电机并网开关模拟合闸并网。发电机并网开关合闸后,将发电机出口同期选择开关和手动自动同期选择开关置“断开”位。

7.7.4.?按常规程序进行一次手动准同期操作试验;

7.7.5.?在发电机保护屏操作断开发电机并网开关”,降励磁为零,操作断开灭磁开关“MK”,恢复全部操作开关至原始位置;

7.7.6.?恢复电气→汽机之间的联动保护接线,并检查发电机全部保护是否投入,将调试情况汇总报告指挥,与系统联系,经许可后由运行人员按操作程序并网。

7.8.?并网后的试验:并网后,应马上接带少量负荷。

7.8.1.?系统检查:

7.8.1.1.?全面检查各种测量表计、保护装置、信号回路是否正常;

7.8.1.2.?巡检一、二次带电运行设备是否正常;

7.8.1.3.?定时记录发电机系统各有关测量表计的参数。

7.8.2.?测量:

7.8.2.1.?发电机组带50%及100%负荷时,在发电机保护屏测量发电机差动保护回路的不平衡电流;

7.8.2.2.?各种负荷情况下,在发电机组保护屏端子处测量发电机定子接地保护的电压。在发电机保护屏检查发电机转子绝缘情况;

8?安全措施和注意事项

8.1.?所有参加整组启动工作的调试、安装、运行单位人员,应熟悉设备、系统及本措施,密切合作,统一指挥,不得擅自行动;

8.2.?所有参加整组启动工作的调试、安装、运行单位人员必须分工明确,分值到位,职责清楚,熟悉本措施及试验方法;

8.3.?试验人员完成操作、测量和监护工作后应立即向指挥汇报,并作好记录;

8.4.?试验中严格遵守工作、监护制度,指挥人员在试验过程中,发现程序或措施执行有问题,应当机立断,加以更正或停止执行;

8.5.?设备监护人员必须密切注意设备运转情况,若有异常、冒烟、冒火、温度过高以及通风、通水、通气故障等危及设备安全现象时,应立即汇报,若情况紧急,可先处理后汇报;

8.6.?试验过程中,若机、炉出现异常,需中断试验时,应对发电机迅速手动灭磁;

8.7.?试验前作好准备工作,凡属不安全因素一定要分析清楚再作试验,试验时若发现异常情况而又找不到原因时,可再试验一次,进行观察和记录有关数据,若此种异常再次发生,应立即停止试验,必要时向指挥汇报,申请停机检查,不可一再盲目试验,导致事故扩大;

8.8.?试验时,调试人员应做好事故预想及按“运规”作好事故处理的措施,试验期间现场比较复杂,希望各单位加强安全教育,严格遵循“安规”办事,注意设备及人身安全,要有专人负责安全工作,认真监督安全措施的实施;

8.9.?消防设施足够,要有专人保管,能熟练操作并能及时投入使用。

9?反事故预案

1.?编制目的

1.1.?本措施为平煤神马联合盐化2×1.2MW机组电气系统启动调试而定,目的在于指导调试和运行,避免调试过程中发生重大事故。

1.2.?机组启动调试工作遵循的基本原则是:安全第一,一切调整试运工作必须在确保人身和设备安全的原则下进行,严格执行中华人民共和国《电气安全工作规程》,杜绝人身伤亡和重大设备事故的发生。

1.3.?参与建设、调试及运行的各方人员应熟悉中华人民共和国≤电气安全工作规程≥,熟悉并会应用紧急救护法。

1.3.1.?自始至终做到四不伤害:不伤害自己,不伤害别人,不被别人伤害,不让别人受到伤害。

1.3.2.?严禁“三违”现象发生:违章指挥,违章操作,违反操作规程。

1.3.3.?启动调试过程中应同时坚持“三不启动”原则:安装分部试运资料不全不启动,联锁保护试验未做不启动,设备跳闸后原因不明不启动。

1.4.?对于措施内提及的事故类型,参加试运的各方应按本措施的处理方法进行处理,对于本措施内未提及的事故类型,应按有关电气规程进行处理

1.5.?本措施经有关技术人员讨论审核通过,在试运指挥组批准后生效

2.?编制依据

2.1.?《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》

2.2.?国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

2.3.?《电力工作安全规程》

3.?10KV.0.4KV系统

3.1.?开关误动、拒动

3.1.1.?正常操作时,开关拒动。首先汇报领导及安装调试小组,然后协助安装调试人员检查回路,找出问题进行处理。

3.1.2.?如出现故障保护动作,开关拒跳。首先检查保护装置,看何种保护动作,保护是否误动,确认是保护误动,可先恢复保护动作信号,在检查何种原因造成保护误动;如果是重要保护动作(如差动、复压过流、转子一点接地),则立即停发电机,就地手动断开开关,然后检查保护动作设备,并处理。如果此动作保护不影响发电机正常运行,可先切除事故设备,投备用设备,确保机组正常运行,然后恢复保护动作信号,开票处理事故设备。汇报调试负责人。

4.?10KV系统

4.1.?10KV系统接地

4.1.1.?根据现象检查判断是哪相接地和接地回路,汇报班长、值长。

4.1.2.?询问是否有新启动的设备,若有则停止所启动设备,确认接地信号是否消失。

4.1.3.?详细检查接地系统母线是否有明显接地点,若有则设法排除;检查时应配带绝缘工具。

4.1.4.?若选择为发电机接地,运行中无法消除时应申请停机处理。

4.1.5.?若选择为10KV母线系统接地,汇报值长,按先停次要负荷,后停重要负荷的方法进行接地选择,选择的顺序和方法按下述原则进行:

4.1.5.1.?停止不重要的电动机运行或切换为备用电动机运行,若接地仍未消失,则恢复原电动机正常运行。

4.1.5.2.?将接地段母线所接低压厂用变压器短时切换为备用电源供电,使该变压器停电,以检查低压厂用变压器高压侧是否接地,若接地仍未消失,恢复至原方式运行。

4.1.5.3.?若经上述选择未发现接地点则判断为10KV母线或电压互感器接地,或不能停电的重要设备接地。应申请停机后处理。

4.1.6.?单相接地运行时间不应超过2小时。

4.1.7.?故障消除后,恢复正常运行方式。

4.1.8.?检查保护动作情况,汇报值长并作好记录。

4.1.9.?复位跳闸开关。

4.1.10.?检查10KV母线电压正常,检查10KV该段母线所接负荷及相应的380V系统负荷正常。

4.1.11.?根据工作电源保护动作情况进行相应检查并处理。

4.2.正常运行方式下,10KV工作开关跳闸。

4.2.1.?通知调试人员,告知10KV开关跳闸,跳闸电动机不得强送。

4.2.2.?复位跳闸开关。

4.2.3.?检查保护动作情况,判明母线失压原因,并汇报值长。

4.2.4.?检查是否因负荷故障开关拒动而引起的超级跳闸。如发现线路开关有保护动作指示而开关拒动,应断开负荷开关并摇至“试验“位置,再向母线充电一次,正常后恢复正常运行,然后进行相关问题的处理。

4.2.5.?如无法判明是越级跳闸,应将该母线上全部开关及电压互感器摇至“试验”位置,测量母线绝缘合格后,则按值长令逐一对负荷支路测试绝缘,合格后再送电。

4.2.6.?母线供电恢复后,应通知有关值班员,对设备运行情况进行全面检查。

4.2.7.?若10KV母线短时间内不能恢复供电,应优先考虑相应的380V各段母线正常运行。

4.3.?直流母线电压高或低

4.3.1.?检查直流母线电压,判断电压监察装置是否动作正确。

4.3.2.?调节充电输出电压,维持母线电压正常。

4.3.3.?220V系统在充电机装置输出电流已达额定后而电压仍低时,增加端电池投入运行的组数,使母线电压达到正常。

4.3.4.?若工作充电机动性故障,应倒换备用充电机运行。

4.3.5.?将处理故障情况进行记录。

5.?防止电气误操作

5.1.1.?严格执行东北电网的关于防止电气误操作的有关规定。

5.1.2.?严禁非本值操作人、监护人、当班人员参加本值操作。

5.1.3.?严格按照作命令填写操作票。操作票由操作人填写,监护人和当值值班长审核,特别复杂操作要经当值值长或变电站站长复审。

5.1.4.?特别复杂的倒闸操作由熟练的值班员操作,当值值班长监护。

5.1.5.?装设工作票中所需接地线(刀闸)时,应严格执行验电接地的技术措施。拆除接地线(刀闸)后,应由值班负责人检查,其中调度下令装设的接地线(刀闸),应根据调度命令执行。

5.2.?严格执行调度命令,操作时不允许改变操作顺序,当操作发生疑问时,应立即停止操作,并报告调度部门,不允许随意修改操作票,不允许解除闭锁装置。

5.2.1.?调度命令必须应由有权接受调度命令人员接听并逐条记录。

5.2.2.?严格按照操作票顺序逐项操作,每操作一项,应在“执行”栏中做记号“√”不得跳项和漏项操作。

5.2.3.?在防误装置退出运行期间或经许可使用万能钥匙进行倒闸操作时,必须采取双重监护。

5.2.4.?对于没有安装状态检测器的微机防误装置,倒闸操作时必须认真核对检查项目,防止空走程序而导致误操作。

6.?防止励磁系统故障引起发电机损坏。

6.1.?严格执行东北电网有关进相运行的规定,满足系统稳定要求。

6.2.?机组低励限制和保护定值应满足系统进相运行的要求。按励磁系统技术监督管理办法执行。

6.3.?自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的允许值内,并按规定校验。

7.?防止发电机非全相运行。

7.1.?在发电机复合电压过流保护未动作的情况下,立即手动断开发电机主开关;

7.2.?在复合电压过流保护动作而发电机主开关拒动时,应首先减少发电机出力,合上0.4KV备用开关,切断线路开关。

8.?防止发电机非同期并网

8.1.?为避免发电机非同期并网事故的发生,在第一次并网前必须进行如下工作:

8.1.1.?对同期回路及同期装置进行全面、细致的校核和试验,其原理正确并满足设计要求,包括电压回路的极性校核,尤其是同期检查继电器、整步表和自动准同期装置应校验。

8.1.2.?对并列点两侧电压进行幅值、相位、相序校核,并对同期检查继电器、整步表、自动准同期装置的二次回路进行校验。

8.1.3.?进行假同期试验;并列点开关的两侧隔离刀闸断开,带同期电压二次回路进行手动准同期及自动准同期合闸试验。检查同期检查继电器、整步表、自动准同期装置动作的一致性及同期电压二次回路的正确性,检查断路器合闸控制回路的正确性、可靠性。

8.1.4.?自动准同期装置导前时间、导前相角、频差闭锁动作值、压差闭锁动作值与整定值的误差不得大于整定值的5%。

8.1.5.?每次并网前应先在“试验”位置检查自动准同期装置是否处于正常状态。同期检查继电器、整步表、自动准同期装置的动作是否一致,当处于正常状态时,按运行规程的要求“投入”自动准同期装置,进行发电机并网操作。

8.1.6.?在自动准同期装置控制发电机并网过程中,若出现不正常情况应停用自动准同期装置,检查故障原因。

8.1.7.?做好发电机出口开关试验

8.1.7.1.?对发电机出口开关进行严格的电气试验,并按交接标准调整验收。

9.?预防火灾

9.1.?所有试运电气设备及现场应“工完,料净,场地清”。

9.2.?试运现场应有足够合格的消防器材,并摆放到位。如灭火器、砂子、消防掀、消防桶、消防水、防毒面具等。

9.3.?发现电气设备着火,应立即断着火设备的电源,然后进行救火,同时向当值调度和试运负责人汇报。