燃油运输安全措施

篇2：煤气预防防范措施

一、安全防护措施

(1)在生产、操作、施工中,如一氧化碳含量超过规定标准或氧含量不达标时,应佩戴呼吸器。

(2)发生煤气中毒事故或煤气设备、管网发生泄漏时,抢救人员必须佩带空气呼吸器等隔绝式防毒面具,严禁冒险抢救或进入泄漏区域。

(3)进行煤气设备检查或危险作业,必须有监护人人员在场监护。

二、煤气事故的处理原则

加强煤气管理,可预防煤气中毒事故的发生。一旦发生煤气中毒应及时进行抢救,把事故损失降到最低限度。

1、及时报告和组织指挥

①发生煤气中毒后要立即打电话通知厂调度、煤气防护站,将中毒人数、时间、地点、中毒程度及时报告。

②煤气防护站应尽快组织好抢救人员,携带救护工具、设施,迅速赶赴现场。进入煤气区的抢救人员必须佩带空气呼吸器或氧气呼吸器。先关闭阀门切断煤气的来源,防止煤气扩散。同时要打开门窗和通风装置,排除过量的一氧化碳气体。

注意:禁止在无防护的情况下盲目指挥和强行施救,严禁用纱布口罩或其他不适合防止煤气中毒的器具。

③立即通知附近医院、卫生所或保健站派医护人员赶到现场。

④检测人员要赶到现场,采集空气样品,分析一氧化碳浓度,为医师诊断抢救患者提供依据。

⑤煤气中毒事故的现场抢救,必须服从统一领导和指挥,指挥人应是企业领导。事故现场应划出危险区域,布置警戒,阻止非抢救人员进入。抢救人员应绝对服从统一指挥和纪律要求。

三、煤气火灾事故的预防

1、防止静电放电。静电是由于两种不同物体相互摩擦、接触、分离而产生的。两种物体在发生摩擦之后就会产生和带有相反的电荷,如果带电体时绝缘体,就有积累电荷的条件而形成对其他物体的高压体。当电压超过一定值时,最小点火能在0.3mJ以下,一般静电电压在3000V以上就能将其点燃。防止静电的措施有接地、跨接、控制流速和禁穿化纤等易带静电衣物等。

2、远离或隔离高温物质。包括:采暖系统、加热装置、高温物料、热处理的赤热体等。高温管线与煤气管线接近时,高温表面应采取隔热措施。蒸汽采暖不应超过110度

3、防止产生电火花。包括:电路开启或切断、电气保险丝熔断、电线发生断路等。防止产生电气火花的措施如下

(1)空气鼓风机、煤气排放机同房布置时机房应用防爆型电机及其他防爆电气设备、设施。

(2)严禁在煤气设施上架设栓拉电焊线、电缆。

(3)生产厂房电气设施应采用防爆型电气设备。

(4)排送机、鼓风机、水泵不能带负荷开启。

(5)不能超过电机设备的额定负荷。

(6)进入煤气设施内工作所用照明电压不得超过12V。

(7)煤气作业的照明应在10m以外使用投光器。

(8)禁止在易燃易爆场所开启、使用无线通讯设备等。

四、煤气爆炸事故的处理

(1)对以爆炸的煤气设施,应立即切断煤气来源,迅速把煤气处理干净,防止二次爆炸。

(2)对出事的地点应加强警戒,以防止煤气中毒事故。

(3)在爆炸地点40m以内禁止火源,以防发生煤气着火事故。

(4)迅速查明爆炸事故原因,在查明原因之前,不准送煤气。

(5)一般爆炸事故发生后往往发生着火,因此不能把煤气切断,而应降压按着着火处理,待火熄灭后,在切断煤气以防再次爆炸。

(6)组织人员进行抢修,尽快恢复生产

篇3：加油站风险防控预防措施

加油站是油品销售的经营场所,由于油品具有易燃、易爆、易挥发、易产生静电且有毒又有腐蚀性等特性,其危险度较高;因此,加强加油站生产风险控制管理工作,做好质量、计量、事故隐患的风险控制,是加油站日常经营管理工作中的重要环节,也是加油站安全运行无责任事故的重要保障。根据事故成因理论,有效控制人的不安全行为、减少物的不安全状态以及完善各项HSE管理制度是确保加油站正常运行管理工作的重中之重,也是降低加油站经营风险的过程之一。然而加油站工艺流程相对简单,在执行GB50156-2012《汽车加油加气站设计与施工规范》和《中国石油加油加气站建设标准》以及《中国石油加油站细节管理手册》规定的技术设施、设备基础上,物的本质安全风险已经得到有效控制;中国石油在推行HSE管理体系的落实,安全操作规程和各项HSE管理制度的强化执行上,逐步形成了具有中国石油企业管理特色的安全文化,制度体系的建立日趋完善。

本文通过剖析大量加油站事故发生的原因后,认为事故主要原因大部分发生于员工安全意识薄弱,危险过程控制措施不到位。所以,强化加油站风险控制,提高风险意识管理,培养加油站各岗位员工的安全操作行为,使加油站内的员工人身安全和财产不受损失,是贯彻落实“以人为本、安全第一、环保优先”HSE方针的具体体现,从而实现中国石油的“诚信、创新、业绩、和谐、安全”的核心经营理念。

加油站作为油品销售终端,在工艺流程、设备设施、操作规程上与油田、炼油厂相比,其直观、简单性显而易见,风险性相对减少。但是,从近几年加油站安全生产事故原因剖析中可以看到,往往因工艺流程简单,使得安全生产管理工作重视度不够,安全生产意识被弱化,在推进HSE管理工作中也容易产生理论与实际工作“两层皮”现象,对加油站各项操作规程和非常规作业存在的风险性没有进行系统化的分析并制定有针对性的预防措施,作业现场监管不到位,是造成事故发生的根本原因之一。因此,加油站在经营过程中的风险控制,应主要对油品接卸、加油操作、配电操作、检维修作业等四个过程进行风险控制,事故发生概率将可大大减少。

一、过程风险分析

1、油品接卸过程存在的主要风险

1.1高处坠落:计量员上罐车高处作业时。

1.2火灾爆炸:初始流速过快或静电接地失灵产生静电火花;因油品接卸时油气泄露引发油气聚集空间遇明火引发火灾或爆炸。

1.3混油事故:计量员未对连接管线进行确认引发混油事故。

1.4油品泄漏:卸油管连接部件松脱引发油品泄露。

2、加油操作过程存在的主要风险

2.1车辆伤害:加油车道车速过快或恶意跑单给员工人身造成伤害。

2.2加错油:提枪加油时取错油枪给车辆加错油。

2.3火灾:一是外来车辆装载易燃易爆物品或进站加油车辆自燃(发动机头)引发站内火灾;二是加油机底部管线连接处油品渗漏产生油气聚集,遇到明火时引发火灾;三是自助加油或加油操作前未进行人体静电释放,提枪加油时在车辆油箱口油气浓度危险区人体静电释放引发火灾。

3、配电间的电源操作过程存在的主要风险是触电造成人身伤害

3.1配电间墙壁或地板绝缘胶垫因雨水渗漏引发触电危险。

3.2配电作业人员无证上岗或无操作提示造成触电。

3.3配置高压变压器油站高压区域无隔离防护栏或防护距离不足造成触电。

4、检维修作业过程存在的主要风险

4.1高处坠落:进行高于地面2米及以上的高空作业时。

4.2火灾爆炸:清罐、油品倒罐、管线清扫过程中油气聚集空间遇明火引发火灾或爆炸。

4.3触电:作业现场电缆线破损、施工机具漏电、站外高压线与作业区域安全距离不足可能引发触电事故。

4.4机械伤害:作业机具无防护罩引发人身伤害事故。

4.5物体打击:高处作业的工具传递、高处落物对人生的伤害。

4.6中毒:有限空间作业时油气或其他有毒气体的毒害。

二、风险控制措施

1、控制人的不安全行为是风险管理过程的重点

根据事故致因理论,在1起死亡或重伤害事故背后,隐藏着30起轻伤害事故,在30起轻伤害事故背后,隐藏着300起安全生产事件,而在这些事件背后,则是大量的不安全行为造成的。由于人们存在诸多不良安全习惯,往往忽视了这些不安全行为引发的事故。

2、强化培训与教育,培养熟练的操作技能是安全生产的保障

加油站的培训包括HSE基础知识培训、技能培训、上岗前培训等三方面,培训的方式有内部培训和外委培训(地方政府职能部门要求的上岗资格证),按规定定期开展安全教育活动并做好培训记录,应对培训效果进行评价,确保培训效果。针对加油站工作环境和工艺流程特点,设施及操作规范要求,通过培训,提高安全意识,杜绝“三违”行为,纠正员工的不规范操作行为。培训应分层次,有针对性的结合岗位职责、操作要点进行培训,如油站经理、核算员(统计员)、安全员(计量员)和班长(主管)以及一线操作工的培训。通过培训,使员工熟知并了解工作过程存在的危害因素和环境因素,在实际操作过程中有自我保护和安全意识及预防措施,熟悉操作规程,定期对岗位技能进行考核评价,为减少误操作风险提供保障。

3、加强设备设施日常检查与维护保养,确保其本质安全是减少事故发生的重要方式

3.1加油站应建立健全和完善设备设施台账,对设备设施日常检查和维护保养建立信息台账,填写检查日期、检查人、发现问题部位及原因分析以及维护保养的方式。

3.2加油站重要设备设施有加油机、油罐、工艺管线、发电机、配电柜、站级系统、液位仪、油气回收系统、监控系统等,在强化日常维护保养的同时,加强日常检查,发现问题及时维修,确保其本质安全性能,可大大降低加油站现场风险程度,减少事故发生的几率。

3.3做好加油站设备维修管理是加油站安全运作的前提,是开展油品销售工作的基本保障,更是加油站经营活动开展的技术基础。所以在设备设施日常维护保养中,应逐步建立分类管理、分级维护、与第三方维护合作机制的多层次,多渠道的设备维护保养机制。

4、加强对作业过程的监督管理是安全生产的主要手段

主要控制措施有:

4.1持证上岗。根据国家相关法律法规规定,主要岗位人员和特种作业人员必须持证上岗,具备企业安全负责人资格证、危险化学品操作人员资格证、消防培训合格证、计量员资格证、安全管理人员资格证、新入职员工三级安全教育上岗证、施工现场安全监督员资格证等。

4.2强化作业前风险分析,制定安全防范措施,根据非常规作业制定应急处置预案。

4.3作业现场杜绝“三违行为”。

4.4对施工作业设备进行安全检查,确保设备工具的本质安全。

4.5作业人员应穿着和正确使用劳动保护用品。

4.6非常规作业应执行作业许可管理制度。

三、案例分析

案例一:一女顾客身穿毛衣外套在自助加油机向小汽车自助加油过程中,因毛衣摩擦产生静电,在汽车油箱口附近发生汽油瞬间闪燃,因扑救及时未造成更大损失。

此案例为典型的因未静电释放而引发的火灾。经查看监控录像,发现造成此起火灾事故的直接原因为顾客在自助加油前未触摸加油机上的静电释放器,且在加油过程身体摩擦毛衣从而产生静电积聚,导致火灾的发生。中国石油在南方市场也在逐步推广自助加油服务,在此过程中,加油站前庭的风险因加油现场条件的改变而变化,所以我们在日常管理中,将现场风险管理、识别和控制实施动态管理,减少事故发生的几率。

案例二:某单位污水池在维修施工过程中,施工人员在没有采取任何通风和戴防护设施的情况下,在污水池底涂刷防腐涂料。涂料中挥发出有毒气体,导致4名施工人员中毒。中毒人员立即被送往医院,经抢救无效2人死亡,并造成1人重伤、1人轻伤。

此为一起非常规施工作业引发的事故。此起事故的直接原因为施工人员在没有采取任何防护措施的情况下,违章在污水池底涂刷防腐涂料,防腐涂料中苯含量达31.4%,造成施工人员苯中毒。间接原因主要是施工作业人员未对进入有限空间制定作业前风险分析,安全防范措施未得到落实,作业许可管理流于形式。为此,我们在做好日常现场风险管理的前提下,强化非常规作业的现场风险识别和作业许可管理,强化非常规作业人员的安全教育和安全意识,使非常规作业现场风险受控,从而提高风险管理和风险控制的辨识能力和水平。

四、结论

通过对加油站工艺流程和风险状况分析,认识到提高风险管理的必要性和重要性,从而纠正以往对加油站安全管理的模糊认识与偏见,同时结合加油站风险过程控制的要点,提出相对应的监管措施,降低事故发生几率,为加油站安全运行提供保障。

参考文献:

1.GB50156-2012《汽车加油加气站设计与施工规范》

2.《中国石油销售分公司加油站细节管理手册》2008版

3.《中国石油加油加气站建设标准》2010版

4.《中国石油销售分公司HSE管理体系》2012版

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篇4：某某厂EH油调节保安系统调试措施

1设备系统简介

1.1秦皇岛安丰钢铁新建2×100MW机组发电工程,机组控制油(EH油)系统主要由油箱、两台压力补偿式变量柱塞EH油泵,蓄能器组件、油加热器、一台循环油泵组、冷油器、过滤器组件、回油过滤器、油加热器、溢流阀等组成。系统工作压力14MPa,工作温度40-50℃。由交流电机驱动的高压柱塞泵输出压力可在0~14MPa之间任意设置。本系统允许工作压力设置在10.0~14.0MPa,额定工作压力为14.0±0.2MPa。油泵启动后输出的压力油经过EH供油控制组件、滤油器、逆止阀及溢流阀进入供油母管和高压蓄能器。供油母管和蓄能器形成14.0MPa压力时,高压油推动衡压泵上的控制阀,控制阀操作泵上的变量机构,使泵的输出流量减少,当泵的输出流量和系统用油流量相等时,泵的变量机构维持在某一位置,当系统需要增加或减少用油量时,泵会自动改变输出流量,维持系统油压在14.0MPa。当系统瞬间用油量很大时,蓄能器将参与供油。油路中逆止阀防止油泵卸载时系统中的油回流。溢流阀作为卸载的后备,一旦高压油母管压力升高大于17MPa时,溢流阀将高压油排回油箱,以防止系统超压。执行机构的回油经无压回油管路和压力回油管路返回油箱。

高压油母管上压力开关能为自动启动备用油泵提供信号,并在油压偏离正常值时发出报警。

运行参数如下:

EH油压:?13.5~14.5MPa

EH油油温:?正常运行维持在35~54℃,额定值为45℃

EH油温开关:?60℃油温高报警,55℃投冷却器,自动切除加热器,35℃油温低报警,切冷却器,20℃油温低报警,禁启主泵,投加热器

溢流阀定值:??17MPa

循环油泵溢流阀定值:??0.5MPa

油压低报警,联启备用泵:11.2MPa

滤油器差压高报警:0.24MPa

蓄能器充氮压力:10MPa

1.2?调节保安系统按功能可分为三大部分:执行机构部分、危急遮断部分、机械超速和手动遮断部分。执行机构部分包含高压主汽阀(MSV)高压调节阀执行机构(CV×4),中压联合汽阀执行机构(ICV×4)。危急遮断保护系统包括AST-OPC电磁阀组件、薄膜阀、危急遮断试验装置。机械超速和手动遮断部分包括:危急遮断器、危急遮断器滑阀、保安操纵装置及手动喷油电磁阀。

系统基本功能:系统挂闸;适应高、中压汽门联合启动的要求;精确地控制机组的负荷;系统具有超速保护功能(OPC-103%);系统能够快速可靠地遮断汽轮发电机组,保证机组安全;具有阀门活动试验功能。

1.3执行机构部分:汽轮机进汽阀的开度由油动机控制,油动机由油缸和弹簧组成。油缸中的压力油用来打开阀门,弹簧用来关闭阀门。油缸与控制组件相连,油缸上装有卸载阀、隔离阀和逆止阀。加上相应附件构成两种基本类型油动机。

CV和ICV油动机可以将阀门控制在任意的中间位置上,成比例地调节进汽量以适应需要。油动机配有电液伺服阀(简称MOOG阀)和线性差动变送器(简称LVDT)。高压油经过一个过滤器至电液伺服阀,电液伺服阀根据来自伺服放大器的位置信号控制油动机的位置。LVDT将阀门的实际位移反馈给伺服放大器,实现阀门的闭环控制。隔离阀用于油动机油缸中零部件的在线检修,逆止阀可阻止回油或危急遮断油路中的回流。

MSV油动机使阀门仅处于全开或全关位置。高压油通过一节流孔供到油缸活塞下部腔室。此腔室的油压是由一个先导控制的卸载阀控制的。当汽机自动停机结构复位后,卸载阀关闭,在油缸活塞下面建立起油压,开启主汽阀。一个供试验用的电磁阀,打开该电磁阀后,缓慢开启卸载阀,通过节流孔泄油,可将主汽门慢慢地关小(活动试验)。

在每个执行机构中都配有一个与危急遮断系统相连的卸载阀,一旦危急遮断系统动作造成危急遮断母管压力降低,卸载阀既开启,从而快速关闭MSV、CV和ICV。

1.4危急遮断系统:危急遮断系统主要包括电磁阀组、危急遮断试验装置、危急遮断器、危急遮断器滑阀以及用以远方复位的保安操纵装置。

电磁阀组中有六个电磁阀,其中四个电磁阀是自动停机遮断电磁阀(AST),正常运行中它们是带电关闭的。四个AST电磁阀串并联布置,即每个通道中至少必须有一个电磁阀打开才可导致停机。其余两个电磁阀是超速保护电磁阀(OPC),它们受DEH控制器的超速保护(OPC)部分控制,并联布置,在正常运行时失电关闭。在关闭位置OPC电磁阀封闭了OPC总管油的泄放通道,使高、中、压调节阀油动机活塞下建立起油压。若机组转速达到额定转速的103%,则OPC动作,电磁阀打开,使OPC母管油泄放,导致卸载阀快速开启,使高、中调节汽阀立即关闭。OPC动作时,在AST油路和OPC油路之间的逆止阀维持了AST总管中的油压,使高压主汽阀保持开启。随着转速的降低,电磁阀将关闭,高、中、低压调节阀将重新开启,以控制汽轮机的额定转速。

2调试目的

通过调节保安系统的调试,对系统的完整性及正确性进行检查,确定其是否具备参加机组整套启动的条件;消除设备和系统缺陷,使该系统顺利投入正常运行,保证机组在各种方式下正常运行,为机组安全运行提供可靠的保证。

3措施编制标准和依据本工程机组调试大纲《火力发电建设工程启动试运及验收规程》【DL/T5437-2009】《火力发电建设工程机组调试技术规范》【DL/T5294-2013】《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》【DL/T5295-2013】《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)【DL5009.1-2014】《防止电力生产事故的二十五项重点要求》【国能安全〔2014〕161号】《火电工程达标投产验收规程》【DL5277-2012】《汽轮机启动调试导则》【DL/T863-2004】《电力建设施工质量验收及评价规程》(汽轮发电机组篇DL/T5210.3-2009)设备供货商提供的图纸﹑质量保证书﹑安装和使用说明书及有关试验文件等设计院提供的工程系统图纸﹑设计说明书等技术资料

作为调试依据的标准、规程、规范、导则等均应以最新版本为准。

4调试范围

4.1系统测点、阀门检查

4.2系统联锁保护传动

4.3?系统投运及静态、仿真试验

5调试前应具备的条件

序号

检查确认项目

检查确认

厂区内场地平整,道路畅通。

试运现场环境干净,现场的沟道及孔洞的盖板齐全,临时孔洞装好护栏或盖板,平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。

消防系统处于可靠备用状态。

现场有足够的正式照明,事故照明系统完整可靠并处于备用状态。

电话等通讯设备安装完毕,可以投入使用。

单元控制室与电子设备间土建工作已完成并通过验收签证。整个机房已具备防尘、防静电、照明及安全保卫等防护措施。

排水系统及设施能正常使用。

在寒冷气候下进行试运的现场,应做好厂房封闭和防冻措施,室内温度能保持+5℃以上。

设备、管道及系统安装结束,提供安装记录及相关技术资料,并以文件包形式提出。有安装验收签证,及相关安装、监理人员签字。

EH油系统的油冲洗结束,其油质经化验合格(不大于NAS5级)。

系统的热工仪表校验合格,压力开关的设定值已校验正确,已正常投入。

联锁保护试验正常,相关联锁保护已投入。事故按钮试验正常。

系统中有关的转动部件动作灵活、无卡涩等异常情况。

DCS、DEH能正常投用,实现设备的启停,能准确地显示油位、温度、压力、电流等数据。

EH油箱油位补充到偏高油位。

循环水系统、仪用压缩空气系统具备投运条件。

主机各主汽门、调节门安装工作结束。

系统中EH油泵、循环泵、循环油泵单体试运合格,转向正确。

设备命名挂牌,介质流向标注无误。

调试资料、工具、仪表、记录表格已准备好。

6调试步骤或调试内容

6.1系统及仪表、测点检查

6.2系统联锁保护传动

6.3EH油系统蓄能器投运

序号

操作步骤

检查确认

6.3.1

确认蓄能器进口阀全关、排放阀全开。

6.3.2

检查氮气已充到设定压力(高压10±0.2MPa,低压0.21±0.02MPa),如果蓄能器充氮压力未到设定压力,则必须进行充氮。

6.3.3

检查完毕后,待EH油质合格,关闭排放阀、开启蓄能器进油阀。

6.4EH油系统压力调整

序号

操作步骤

检查确认

6.4.1

EH油系统的调试工作要在设备供货厂家调试人员的监督指导下进行。系统相关阀门按照厂家的要求检查隔离完毕。

6.4.2

测量EH油泵电机绝缘正常,电机已送电,操作电源及回路正常。

6.4.3

确认油箱油温在40℃-50℃。

6.4.4

检查开启EH油泵入口油门、出口油门。

6.4.5

将溢流阀调压手柄开至最大,启动一台EH油泵,检查电机电流、振动、声音正常,滤油器压差正常,之后调整溢流阀调压手柄和泵压力补偿器,使泵出口压力逐步升至21MPa,工作5分钟,在升压过程中全面检查系统所有各部接口焊口等地方,不应有泄漏,如有泄漏应立即停泵处理。

6.4.6

耐压试验结束后,调整泵压力补偿器和溢流阀,使溢流阀动作压力调整为14MPa。

6.4.7

整定EH油泵压力补偿器,使EH油母管正常运行压力为14.0±0.2MPa,运行5分钟,停该泵。

6.4.8

对另一台泵的溢流阀和出口压力进行如上整定。

6.5循环、再生装置投入

序号

操作步骤

检查确认

6.5.1

检查循环、再生泵电机绝缘正常,电机已送电,操作电源及回路正常。检查循环、再生泵出、入口门打开。

6.5.2

循环、再生油泵在试验位,检查油泵启停正常。

6.5.3

检查冷却水系统正常。

6.5.4

检查开启#1、#2冷油器进出口冷却水门。

6.5.5

检查开启#1、#2冷油器进出口油门。

6.5.6

分别点动循环、再生油泵,确认油泵转动方向正确。

6.5.7

启动循环油泵,检查电机电流、振动、声音正常,滤油器压差正常。

6.5.8

投入抗燃油硅藻土过滤器和纤维过滤器,检查过滤器前后差压正常。检查冷却水管道、油循环管道系统无泄漏。

6.6调节保安系统静态调试

6.6.1?调节保安系统的投运条件

投运EH油及低压安全油系统,检查两系统投运正常,相关测点温度、压力正常。在此条件下,调节保安系统具备正常投运条件。

6.6.2?机组挂闸试验

由热工人员强制退出汽机各跳闸信号,按下挂闸按钮,挂闸电磁阀带电使危急遮断滑阀复位,并通过ETS系统将AST电磁阀带电,检查AST油压正常,检查高压和中压主汽门开启,挂闸完成。

6.6.3?阀门全行程检测

汽轮机挂闸,在工程师站上手动调整各阀门指令,使得机组的各个进汽调整门分别到全开和全关位置,中间形成的指令与反馈不应有过大偏差,记录各个阀门行程。

6.6.4?就地及远方打闸试验

6.6.4.1汽轮机挂闸,通过热工人员强制将主机各阀门全开。

6.6.4.2旋转位于前轴承箱前的手动跳闸手柄手动跳闸停机,检查主汽门、CV和ICV、调速汽门、抽汽逆止门、抽汽快关阀关闭。

6.6.4.3重新挂闸,开启各阀门,手动按集控室停机按钮,检查项目同上。

6.6.5?主机阀门关闭时间测定

6.6.5.1本试验的目的是测取主汽门及调节汽门的关闭时间,以检测该项指标是否达到验标要求。

6.6.5.2试验标准:主汽门关闭时间、调门总关闭时间厂家标准。

6.6.5.3试验方法:将高、中压主汽门、高调门、中调门关反馈信号及打闸的开关量信号接入电子表,挂闸后全开主汽门及调门,打闸,记录各阀门关闭时间。

6.6.6?ETS通道试验:ETS通道试验在静态试验,试验前检查与试验有关的保护信号投入。

6.7?调节保安系统动态试验。

6.7.1空负荷试验

6.7.2油泵切换试验

·机组空负荷3000r/min稳定运行,主油泵工作正常后,缓慢关闭高压油泵出口门,主油泵出口油压、调节保安油压、润滑油压等均正常后,停止高压油泵运行,油泵切换试验完成。

6.7.3汽门严密性试验

6.7.3.1检查确认自动主汽门和高压调节汽门是否严密,符合控制汽机转速和在机组事故跳闸后防止机组超速的要求。

6.7.3.2机组运行正常,主蒸汽压力在7.0MPa以上,维持机组真空在正常值,开启高压油泵,油压正常。

6.7.3.3发电机解列,空负荷3000r/min运行状态。

6.7.4调节汽门严密性试验:操作DEH上的“高压调节汽门严密性试验”按钮,投入高调门严密性实验。维持高压调节汽门关而主汽门全开,观察并记录机组转速下降情况;当机组转速下降至[(试验时主汽压/额定主汽压)×1000]r/min以下为合格,即可恢复机组3000r/min运行。

6.7.5主汽门严密性试验:操作DEH上的“主汽门严密性试验”按钮,投入主汽门严密性实验。维持主汽门关而高压调速汽门全开,记录机组转速下降情况;当机组转速下降至[(试验时主汽压/额定主汽压)×1000]r/min以下为合格,即可恢复机组3000r/min继续运行。

6.7.6主汽门活动试验

6.7.6.1机组转速3000r/min,运行稳定。

6.7.6.2操作DEH画面主汽门活动试验按钮

6.7.6.3?观察主汽门缓慢关闭百分之十左右,然后恢复全开。

6.7.7汽机超速保护试验

6.7.7.1汽机空负荷注油试验合格,自动主汽门,调门动作灵活无卡涩。

6.7.7.2机组带25%负荷至少运行4小时以上。

6.7.7.3汽机运行于额定转速,发变组开关断开,机组解列,启动高压油泵。

6.7.7.4汽机主汽门,调门严密性试验正常.各级抽汽逆止门,电动门关闭严密。

6.7.7.5汽机遥控跳闸按钮或手动跳闸手柄动作正常。

6.7.7.6OPC电超速试验(热工配合完成),应满足DEH设计的OPC动作逻辑和转速。

6.7.7.7机械超速试验

·运行参数符合“空负荷和低负荷运行导则”,机组运行正常。

·机组转速达到3360r/min,而危急保安器未动作,应立即打闸停机。

·将DEH超速遮断钥匙开关切至机械超速试验位置。

·超速试验:通过DEH系统操作汽机升速,当机组转速升至3270—3330r/min时,危急遮断器飞锤应动作,主汽门、调门全部关闭,汽机转速应下降,记录动作转速。

·转速降至接近3000r/min时危急遮断器复位,记录复位转速,手动或遥控将机组挂闸维持机组3000r/min运行。

·危急遮断器飞锤再进行两次同样试验,两次动作转速差不大于0.6%额定转速,第三次动作转速差与前两次动作转速平均值之差不大于1%额定转速即为合格。

·升速过程中禁止在高转速下停留,高转速下机组振动突然增大时应紧急停机。

6.7.7.8电超速(OPC)103%和110%试验(热工配合完成),应满足DEH设计的动作逻辑和转速要求。

6.7.8单阀、顺序阀切换试验

进行单阀、顺序阀之间的切换试验,检查确认高压调节阀门开启顺序及重叠度设置符合厂家设计要求。

7调试质量的检验标准

参见《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》

8环境和职业安全健康管理

8.1?试运现场应场地清洁,照明良好,通信畅通,现场无易燃易爆物品,临时脚手架拆除,消防设施齐全,无关人员不得进入试转现场。

8.2?试运范围内的扶梯、栏杆要完好,孔洞要作好防护措施,要做到以人身安全及设备安全为原则。

8.3?如在调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况,应立即停止调试工作,并分析原因,提出解决措施。

8.4?在调试过程中,应注意温度、振动情况,发现异常情况,应及时调整,并立即汇报指挥人员。

8.5?试运区域禁止危及试运的施工工作,如必须进行施工工作要严格执行工作票制度。

8.6?试运期间,有专人巡查系统运行情况。

8.7?抗燃油有轻微毒性,调试过程中应注意安全,防止溅到皮肤上或眼睛内,否则应及时用水冲洗。

8.8?定期检查EH油系统,如有泄漏及时消除。

8.9?油系统拆装时,不得让任何杂质进入。

8.10?透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下,严禁机组启动。

8.11?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。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。

8.12?机组启动前必须按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,严禁启动。

8.13本措施未尽事宜参照《运行规程》及厂家说明书进行。

9试运的组织分工

9.1本项目在试运指挥部统一安排下进行。

9.2调试单位提出调试措施,负责调试工作,编写调试报告;

9.3施工单位具体组织和安排调试条件及准备,配合调试并在设备发生问题时负责处理和消除缺陷;

9.4设备厂家负责对设备调试中的监护和技术指导;

9.5生产单位在调试人员的指导下负责运行操作和系统的监护。

篇5：一氧化碳泄漏检测安全措施

一氧化碳的危险性介绍

一氧化碳是CO的中文名称,是物质不完全燃烧的产物,它微溶于水,溶于乙醇、苯等多种有机溶剂。工业上主要用于化学合成,如合成甲醇、光气等,还是精炼金属的还原剂。一氧化碳的职业接触有炼钢、炼铁、炼焦、合成氨、合成甲醇、石墨电极制造,印染厂烧毛、内燃机发动、矿井采掘爆破等;非职业接触更为广泛,例如正在烧水的家用热水器,冬季燃煤、燃气取暖等等,都会产生一氧化碳。

一氧化碳对人体的危害浓度

?空气中的一氧化碳浓度达到50ppm时,健康成年人可以承受8小时

?空气中的一氧化碳浓度达到200ppm时,健康成年人2-3小时后,轻微头痛、乏力

?空气中的一氧化碳浓度达到400ppm时,健康成年人1-2小时内前额痛,3小时后威胁生命

?空气中的一氧化碳浓度到800ppm时,健康成年人45分钟内,眼花、恶心、痉挛,2小时内失去知觉,2-3小时内死亡

?空气中的一氧化碳浓度达到1600ppm时,健康成年人20分钟内头痛、眼花、恶心,1小时内死亡

?空气中的一氧化碳浓度达到3200ppm时,健康成年人5-10分钟内头痛、眼花、恶心,25-30分钟内死亡

?空气中的一氧化碳浓度达到6400ppm时,健康成年人1-2分钟内头痛、眼花、恶心,10-15分钟死亡

?空气中的一氧化碳浓度达到12800ppm时,健康成年人1-3分钟内死亡

一氧化碳泄漏检测系统

?主要包括固定式一氧化碳检测仪和气体报警控制器两部分,将固定式一氧化碳检测仪安装于需要监控的地点(已发生泄漏在生产过程中使用一氧化碳,或在生产过程中产生一氧化碳的工段场所),可以实行多点安装多点监控,并可以联网,通过气体报警控制对固定式一氧化碳检测仪实行供电并实现控制,根据需要安装排风装置、防爆声光报警器等警示设备或应急设备。

?气体报警控制器可接收检测一氧化碳检测仪在现场检测并发出的气体浓度的信号,当测量值达到设定的报警值时,气体报警控制器发出声、光报警,同时输出控制信号(开关量触点输出),提示操作人员及时采取安全处理措施,或自动启动事先连接的控制设备,以保障安全生产。

安装地点与数量

?参照《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范GB50493-2009》,有如下相关规定:

?生产或使用有毒气体的工艺装置和储运设施的区域内,应按本规范设置有毒气体检测报警仪。

?在不正常运行时可能泄漏甲类气体、有毒气体、液化烃的设备或管法兰、阀门组。

?有毒气体检测点与释放源的距离宜小于1m。

?可以根据以上要求确定探头的安装数量,同时参考现场通风、空间高度、现场是否有人等其它因素。