突发停电处理措施

篇2：继电保护反三误事故措施

继电保护“三误”是指误碰、误整定、误接线。在继电保护基建或技改施工、检验调试和运行维护的过程中,由于图纸设计错误、现场图实不符、现场安全措施不到位或不规范、二次压板运行操作不规范、启动调试结束临时定值未恢复、继电保护误整定等原因,出现了“三误”等人为责任而导致继电保护及安全自动装置不正确动作,造成事故跳闸、设备停电,甚至酿成重大事故。为切实杜绝继电保护“三误”和人为责任事故,制定龙岩电业局2012年继电保护反“三误”事故措施。

一、加强设计和设计图纸基础管理,从源头上杜绝设计错误、图纸资料缺漏和现场图实不符造成继电保护“三误”

1.设计单位应具备相应的设计资质,继电保护及二次回路设计应执行国网公司、省调下达的标准化设计规范和各项反措文件规定。

2.各项工程应严格按图施工,凡有更改内容应事先征得设计单位的同意并由设计单位出具更改通知单,现场应逐项落实更改通知单内容并逐项验收,投产前应全数移交更改通知单,施工单位负责对施工图纸进行修改并及时反馈给设计单位,设计单位负责将修改内容纳入竣工图和最终版CAD电子文件。

3.继电保护班组应建立所辖的二次设备台帐、软件版本台帐、图纸资料(含可修改的CAD电子文件)台帐、检验管理和定值单管理台帐,全面实现微机化管理;并设立资料管理员(兼职)负责图纸资料的出入库管理,扩建、技改工程应及时进行新旧图纸替代,实现图纸资料的受控管理,确保班组图纸资料的完整性和唯一性。

4.结合现场保护及安全自动装置检验,对投入运行的设备及二次回路进行认真检查核对,保护首检后应确保图实相符,不留隐患;二次回路变动必须由保护管理专责确认改动的合理性后才可实施,现场二次回路的改动工作必须两人共同核对后实施;二次回路的改动应在检验工作结束前在图纸(包括运行人员使用的图纸)上修改反映出来,并标明改动的原因、日期、批准人、实施人等,保证图纸与实际情况相符。

?二、加强保护现场工作管理,严格执行标准化工作流程。

1.继电保护日常检验、技改、扩建工程,应确保“三个百分百”,并立足于熟悉本厂站设备及二次回路的本单位继电保护专业人员为主实施,指定专门技术人员负责,工程实施过程人员不宜变更;对于委托外单位开展的技改、扩建工程、检验工作,要求施工调试单位应事先指定技术负责人告知业主,业主单位应实行项目负责人制,对项目进行全过程协调、安全管理和技术把关。

2.继电保护日常检验、技改、扩建工程必须做好检修设备与运行设备相关联系的安全隔离工作。作业屏内有多设备时,运行设备要求挂“设备在运行中”标示牌,并用红色胶布封堵相应运行中的端子排;作业屏内保留运行的装置、二次回路端子排、空开等要用红色胶布做好红色警示标示;工作前,应先记录压板投退状态,并在工作结束后核对并恢复至开工前状态,注意压板应卡好、旋紧;对检验中的保护及安全自动装置设备的出口压板,若是跳运行中设备的,或与运行设备有连接的,应用红色绝缘胶布封好、封牢,杜绝工作中误投入该类型压板;除在工作票中要求设置“在此工作”标示牌的屏位外,打开运行中设备的柜门时,应征求运行值班人员意见,在其同意后由其打开,如果有解线等安全措施需操作时,应在二次安全措施票中体现出来,否则不得触及运行设备。基建、技改工程投入运行前,与母差保护的电流端子连接片应打开,并在投运前检查回路正常后方可接入。与基建工程未同期投运的保护及安全自动装置设备,若与运行设备有联系,应做相关联跳回路、电流回路的隔离、短接,防止投运前相关试验误跳运行设备或造成电流回路异常。扩建、PT更换或PT端子箱改造、二次电缆更换后的电压互感器二次回路投运前,应先将开口三角绕组至主控继保室L端在电压互感器端子箱处拆开,在送电确认端子箱处L(PT侧)及拆除的L接线(负载侧)均不带有电压后,方可接入站内电压回路。对作业地点保留带电的交流电源(如打印电源)端子作好防护隔离,防止作业中的交流串入直流回路。在CT本体接线盒进行二次回路或特性试验作业时,应将该间隔接入母线(主变等)差动保护的CT回路在CT端子箱处有效断开,靠差动保护装置侧应开路,靠CT侧视试验要求采取就地短接或开路,并列入现场工作二次安措票确保可靠执行和恢复。对于两台主变共用一台录波装置安排整台录波器检修时,需执行短接另一台运行主变各侧电流二次回路隔离并避免开路,断开本屏上各侧PT二次电压空开,隔离各侧开口三角绕组接线,信号回路等安措。

3.所辖厂站复杂的继电保护二次工作(主要为技改和扩建工程)必须编写施工方案。要求施工单位前期工作投入充足的人力,收集新、旧图纸(竣工图)资料,全面理清原有的二次回路接线状态和现有的改造内容,在开工前2周完成现场施工方案的编制工作,施工方案应至少包括设备停电范围、组织措施、安全措施(或二次安全措施票)、技术措施、人员分工、二次回路接火、安装调试时间进度表等内容。

4.业主单位或基建部门组织施工单位和本单位检修部门的保护专业技术人员审查施工方案、保护安措、拆除电缆表等,确认无误,要求在开工前1周完成方案审查工作,履行审批手续。运行人员依据最后的审批意见待提交申请后方可办理工作许可。

5.现场工作必须严格按照《〈继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定〉福建省电网继电保护实施细则》(调继〔2005〕82号)的要求编制保护安措票并履行签发手续,工作中所需要的安全措施必须在安措票中注明,在现场实施前再次与实际核对无误后,严格按步骤逐项操作并做好记号标志,执行人核实签字;对于仅进行一次设备的检修作业时,应防止相应其二次回路安全措施的缺漏或执行不到位引发保护误动。

6.现场保护工作应严格执行班前班后会制度,认真做好现场防护措施和操作监护制度,采取一人操作、另一人监护的方式,避免误碰运行设备。技改工程涉及拆除搬迁旧屏柜时,必须做好屏顶小母线的过渡引接,确保不造成其短路、失压等异常情况。在与其他设备有电气联系的CT二次回路或一次高压试验等工作,必须采取措施将本CT二次回路与其他CT的二次回路进行安全隔离。

新安装二次电缆应先接新设备侧的二次线,另一侧与运行设备如母差、失灵、公用信号、直流等回路的接火工作,需待试验完成、装置回路验收合格后,办理相应的工作票,在业主单位的保护专业技术人员监护下方可接入。

7.工作完工前,应确保安措恢复到位,恢复人(原则上应为同一人)核实签字,防止在恢复安全措施时出现遗漏和造成误接线。在办理工作票结束前应检查保护安措、装置及相关压板已恢复原状。

8.继电保护二次工作注意事项:对于母差保护、失灵保护、备自投装置、低压减载装置等设备检验时需要做屏内整组试验的,应使用万用表直流电压档测量对地电压,不得直接测量压板两端。使用万用表前应认真核对表笔插入位置及转换的档位。拆除保护间接点联系接线时,应先拆提供电源的一端,并用红色绝缘胶布包扎好,再拆除提供接点的一端。绝缘胶布的包扎要注意使用合格胶布,临时拆除的接线用对折包扎、留有裕度。放下电缆层的电缆接线及永久拆除的接线应将线头逐根剪断,电缆头采用多层包扎,防止脱落,不得使用电缆剪一次性将电缆头剪断的作业方式。在狭窄空间进行二次回路工作时(如保护屏压板背面)应注意不得裸露手臂,必要时应戴棉(纱)手套。镙丝刀等带有长金属体的工具必须进行绝缘包裹,防止造成低压触电或设备短路。在短接带电的电流二次回路端子前,应考虑对串接在其后的继电保护装置的影响,短接时应使用专用短接片,短接后需用相量表测试短接后的回路电流变化,电流回路带电侧不失去接地点。电流回路检修结束后,应检查回路上各接线点压接良好,电流连接片处于连接状态,可在保护屏电流端子排处打开三相电流连接片,用万用表测量各相电流回路的电阻阻值合理。电流回路接火前,应先检查二次回路无开路,相间绝缘良好,电流回路仅有一个接地点。跳闸回路接火前,应检查线间绝缘良好,用万用表电阻档确认线间无导通,先接接点端,后接电源端。电压回路接火前,应检查线间绝缘良好,回路无接地,不应带负荷接火,需将设备的电压回路空气开关或熔丝断开。反映隔离开关状态位置的回路接线接入母差保护或保护装置的电压切换回路前,应核对接点状态与一次设备实际情况一致。直流电源回路等电位接火时,应确保接线两侧电压差为0.0V。作业过程中的裸露线头应及时绝缘包扎。废弃电缆线头必须先测量无异常电位后及时逐芯分别剪断处理,不得使用电缆剪一次性将电缆头剪断的作业方式。使用短接法试验遥信开入回路时,必须使用带有电阻的专用短接线,不得使用试验线或导线短接。对于母线PT二次回路进行核相时,除对各段母线保护测量、计量及开口三角绕组电压进行核相,还应确认各段母线开口三角绕组抽取电压进行核相确认,防止因两段PT的L接线极性不同在并列时发生接地故障造成PT异常或故障。

三、全面细化现场保护运行规程,加强保护设备的运行操作管理

1.对于基建技改工程,施工调试单位技术人员应认真编制新投产设备的二次压板、空开、信号标示及其主要二次回路的书面交底技术材料,说明新设备的运行操作及注意事项;厂站的首次启动投运,运行人员和调试人员应共同参与保护压板等二次系统的操作。

2.保护设备在投入运行前,运行部门应修编现场运行规程,并做好继保专业人员审核和运行人员培训工作。

现场运行规程继电保护部分应包括如下内容:

(1)对保护设备运行监视及操作等的通用条款。

(2)以被保护的一次设备为单位,编写保护配置、组屏方式、保护屏上需要运行人员监视及操作的设备情况等。

(3)不同运行方式下各保护设备的操作规定。

(4)保护装置及其回路异常或故障的处理方法,应包括:各种异常信号出现时的相应处理原则及注意事项;电流互感器、电压互感器停电或故障时,对有关保护应采取的处理措施。

3.加强保护压板和保护切换把手的投退管理,要求保护压板和保护切换把手的的投退方式应详细列入现场运行规程,运行部门每个月要根据电网运行方式核对压板和保护切换把手的投退情况并保存经签字的核对表单。

4.加强保护控制屏柜及压板的标示管理

(1)在保护、控制、通讯接口屏的屏顶前后应有名称标示牌,保护屏按照规范命名标示;若同一屏内有多个回路的保护装置,应分别把各回路名称标识清晰分明。

(2)保护压板均应有清晰的双重编号,且压板与名称编号应一一对应标识清楚;若同一屏内装有多回路保护应用红色标识线分隔开来;在压板面板处,张贴压板正常投退对照表。

(3)对随电网运行方式改变而投退的保护压板和切换把手标示应使用由统一规定的特殊色彩标志。

(4)对于正常运行操作不需投退切换的电流端子、插接头等应进行加封紧固、警告提示,避免误动。新保护装置投运前把暂不使用的压板取下收回备用,避免无整定值保护误投入。

5.明确保护压板运行投退的操作监护制度

(1)运行人员在投入保护出口压板前,必须先检查确认保护装置是否在正常状态,通道是否正常,零流、差电流是否正常,有关二次空开、切换开关是否在正确位置,并按复归按钮后,用高内阻电压表测量压板两端分别对地无异极性电压,确认正常后才能投入保护压板,包括:开关旁代操作的保护切换,母差、失灵保护投退,安全自动装置的投退,主变保护联跳母联开关的压板投退,以及一个回路多套保护中的部分保护或部分功能的投退、切换。

(2)主变停送电、线路及110-220kV主变间隔开关的旁代、母差失灵保护投退的复杂操作,应提高操作的监护等级,宜由值班长负责监护,由对所操作设备较熟悉的熟练值班员负责操作。

(3)运行人员发现调度下达操作指令与现场实际不符,应及时核查、反馈,待确认无误后方可继续执行。开关在检修状态或相应二次设备有工作时应退出该设备联跳其它运行设备及其它运行设备跳本开关的压板。操作母线侧刀闸后,应检查母差、失灵保护装置主接线运行方式是否正确,并复归信号;检查相应间隔电压操作箱切换回路指示是否已指示正确。运行人员倒闸操作一个任务完成后应进行复查,前一轮班有操作过的压板,接班后应进行一次核对,并记录核对情况。

6.加强同一装置多套定值的管理,明确保护定值整定单与装置上各定值区的一一对应关系,必须在装置上标示清晰,保护装置定值区的更改由现场运行人员操作,更改定值区后,必须从装置打印出定值清单,对保护装置定值进行逐项核对无误,确认所设定值与调度下令的运行方式相符,并经值班长认可后方可投运;打印的保护装置定值清单应由操作人记录修改时间并签字、并在站内留档。严禁非继电保护工作人员擅自变更保护装置内具体定值项内容。

7.保护、控制屏前后门正常应关紧,并在门上挂设备运行中标示牌。不得用力开关继电保护装置、安全自动装置及测控屏柜门,这些屏柜门、锁有损坏变形应及时报修;工作人员在这些屏柜上或附近进行打眼等振动较大的工作时,应有防止运行中设备误动作措施,否则值班人员有权不许可开工。落实继电保护室的环境管理,继电保护室的门窗平常应保持密闭关紧,温湿度监视纳入日常巡视,禁止使用对讲机,禁止无关人员随便进入。检修人员若要进入继电保护室,应向值班负责人出示工作票,并经确认后,方可允许进入。若是外来参观人员要进入继电保护室,必须由有关领导带领方可进入。继电保护屏前后门在正常运行时应锁住,并在保护屏后门挂“设备在运行中”标示牌。当保护检修时,工作许可人在许可保护工作票前,应检查相邻及对面保护屏门应锁好并用安全遮栏围好或用红绳围起来,留出需年检的保护屏及活动空间,取掉年检的保护屏后的“设备在运行中”牌子,在本屏内若有运行装置应在该装置处挂“设备在运行中”牌子。

8.变电运行操作注意事项:运行人员执行保护压板操作任务时,无关人员必须离开,防止误碰误动保护压板,退出压板的金属裸露部分应套上绝缘套。清扫端子箱、保护屏时应有专人监护,清扫工具有金属裸露部分应包绝缘胶布。复杂的倒闸操作要加强组织管理,做好复杂操作的危险点分析和预控,操作前做好事故预想,统筹考虑当值的工作安排,在执行倒闸操作任务时要保证操作的连贯性,如操作时无特殊原因不能随意中断操作。在正式执行操作任务时,操作人不得手持无关的物品。对裸露的CT二次端子必须加装防护罩,防止操作过程误碰CT二次端子,引起保护误动。

四、加强继电保护整定计算和定值单管理

1.严格执行《福建省电力系统继电保护整定计算管理细则》及《龙岩电业局继电保护整定值管理规定》相关规定,执行上级部门下达的继电保护各项整定计算技术规范和反事故措施,做好继电保护参数管理、边界定值管理;系统继电保护整定方案应经本部门校核,有关部门讨论,由分管生产领导或总工程师批准实施;继电保护整定计算,需经专人进行整定配合、定值单内容等全面细致的计算复核,确保配合合理,定值正确,并履行签字手续。保护定值单编制时对运行中明确不得投入的保护功能定值单不得整定,如:线路重合闸等。

2.保护装置定值更改必须履行许可手续。运行单位在现场执行调度部门下达的保护装置定值更改通知单时,必须经现场值班员向调度申请、与值班调度员核对通知单编号,并经值班调度员许可后方可更改。

3.将保护装置定值核对作为保护装置检验工作和验收工作的一个必要环节,确保保护定值核对的真实性和准确性。新投产、技改的保护装置的定值整定,或保护年检调试、定值调整、版本升级等工作完成后,即使并未下达新保护定值,微机保护均要重新从保护装置中打印出定值清单,与调度下达的最新保护定值整定单逐项核对正确一致。具体定值核对工作需由两名继电保护专业技术人员同时确认无误,对于委托外单位调试的工程,应由业主单位的保护人员核对确认,各厂站运行人员也应认真做好定值核对工作;调度新下达的保护定值单需要运行负责人与调试人员双方在定值整定单上或OMS系统中签名确认,运行人员还应及时报告调度有关保护定值的整定情况,核对现场整定定值与调度下达的定值相一致。若实际整定定值与调度下达定值有偏差时,应及时汇报调度专业人员确定处理意见。

4.检修试验工区大二次班组及各运维变电站应设置专门的定值整定单存放手册,存放已经整定且核对正确、调试人员和运行人员均签字确认后的最新定值整定单及对应的调试人员签字的装置打印定值单、定值区切换操作后运行人员签字的装置打印定值单;存放的纸质定值单应保证及时更新,每年进行一次装置打印定值、纸质定值单与调度下达的最新定值单的核对工作,确保一致。

5.定值整定核对注意事项:变电站基建、技改工程,安装调试单位应及时反馈调试定值单存在问题,并完成OMS调试定值单流程,否则正式定值单将不予下发。当下发的定值单与现场不一致时,应及时重新下发新定值单替代,完成OMS流程。运行人员自行打印保护定值应至少由两人进行,且打印完要核对无误后签名确认,并保存在专门、固定位置,保存期为一年;核对过程中由于部分保护装置软压板、系统参数、装置参数无法打印出来,应在保护装置上进行核对;核对过程时应按定值单项目逐项核对。运行人员打印微机保护采样值、定值、故障报告、录波报告时应至少由两人进行,每一步操作应由两人认定无误后才能进行,不得按保护插件上的复位按钮。保护软件版本升级后,应及时更新GPMS系统及OMS系统版本信息。

五、开展针对性的专业培训,提高人员的安全意识和业务水平

1.对于继电保护检修人员要注重技术培训和岗位练兵工作。采用“走出去,请进来”的办法,经常派出继保人员参加有关继电保护及安全自动装置的研讨班、学习班,以提高继保工作人员的专业理论知识和专业技术水平。

2.结合现场实际情况,对继保人员分层次、有针对性的进行培训;对于新同志应采用建立师徒合同、现场提问、技术问答,激发继保专业人员学习专业知识掌握专业技术的热情;在现场保护校验时间或二次施工工期较为充裕的情况下,尽量让新同志或学员动手,然后由经验丰富、水平较高的同志指点把关。通过经常不断的实际工作锻炼,提高继保人员分析问题、解决问题和实际动手的能力

篇3：其它电器设备检修安全措施

1电器设备检修人员必须熟悉设备的结构及工作原理;2检查高压设备时,必须执行工作票制度,切断前一级开关电源后再进行工作,拆、接高(低)压接合器的工作必须至少有两人对高(低)压电缆无电进行确认后,方可进行作业,杜绝将带电的高(低)压接合器拆开发生人身触电事故。电器设备检修必须有一人操作一人监护,由监护人确认严格执行停、验、放电制度,严禁一人操作;3检修电器设备时严格执行停送电制度,严禁约时送电或打电话送电;4检修电器设备如需起吊时必须检查周围环境的支护情况,起吊点是否牢靠,起吊工具是否合适有效,必须找准起吊物件的重心且必须捆好;5起吊物件时人员必须站在安全的位置,不允许往起吊物件的下方伸手;6最好不在顶帮有淋水或溅水的地方检修电器设备,如果情况不允许则必须采取有效的防水措施;7检修电器设备时必须先切断前级开关的电源,并挂停电牌(有人工作严禁送电)上开关锁或设专人看护;8开盖前必须先检查瓦斯的浓度,只有在瓦斯浓度低于1%时才允许开盖检修;9检修前应先用电压等级相符验电笔验电(或验电棒)放电,必要时还必须挂接地线;10挂地线时先连接地极,再连设备,拆地线时与上述过程相反;11只有在查出故障并排除后才允许送电,严禁盲目送电;12严禁用强送电的方式查故障;13电器检修人员不得随便更改线号或控制原理;14电器检修人员不得甩掉保护,使设备带病运行,必须检修彻底,保证检修质量;15检修结束时必须清点工具,不能把工具遗忘在电器设备内;16只有在确认无误后方可摘牌送电;17检修工作结束后必须做好检修记录;18检修工作结束后必须清理现场。

篇4：汽轮发电机组故障分析对策措施

针对汽轮机组存在的故障进行分析,并根据分析得出的原因采取相应措施,确保机组正常平稳运行。

我厂汽轮发电机组为国产型12MW机组,由南京汽轮电机(集团)有限责任公司制造,汽轮机型号为CB12-4.9/1.09/0.59。机组共有4个轴承,1#、2#轴承支撑汽轮机转子,3#、4#轴承支撑发电机转子与励磁机。

1.故障现象

该机组因在运行中监测数据出现异常超标:2#瓦水平振动最高达50um以上,4#瓦温度达到87.7℃,停机拆解检查发现:

1.1.1#上、下瓦损坏,3#上、下瓦损坏

1.2.汽封基本上都有不同程度磨损

1.3.推力轴承油封环磨损

1.4.3#轴承座瓦枕左、右垫铁处有磨损痕迹

1.5.滤油器滤网、轴瓦润滑油进口滤网及油箱滤网较脏

2.故障分析

2.1.在拆机检查过程中,发现3#轴承座瓦枕两侧垫铁处有明显的磨损痕迹。3#瓦右侧瓦枕垫铁存在接触不良且有部分腾空现象。该现象在运行中将表现为瓦枕无紧力或紧力不够,对轴承支持刚度不足,使轴振扩大,特别是水平振动的扩大。该现象造成的振动随运行时间增加而加大,这与机组检修前监测的运行状况、参数相符。这是造成轴瓦损坏的主要原因。

2.2.在检查过程中,发现滤油机滤网、油箱滤网及各轴瓦润滑油进口滤网较脏,存在油泥及杂质。滤网较脏直接说明汽轮机油油质不好。根据汽轮机油现场情况看,汽轮机油品不好主要表现为汽轮机油含有部分水份及杂质。汽轮机油品不好是造成1#、3#瓦损坏的次要原因。

①汽轮机油水份超标的主要原因:1#瓦和3#瓦的损坏导致汽轮机转子由轻度前扬变为后扬,造成汽机前端汽封、油封下部分磨损以及汽机后端汽封、油封上部分磨损,使汽轮机轴与汽封、油封之间间隙加大。汽封的磨损造成气缸内蒸汽泄漏量大于允许值。同时汽轮机组在电动主汽门进口处及调节主汽门左侧进口处也存在漏点,有部分蒸汽外漏。因为汽轮机主油箱是封闭式的组合油箱,在油箱顶部安装有排烟风机,以便将油箱中的油烟排出。并且依靠排烟风机的抽吸维持油箱内以及回油系统内有一定的负压,便于油的回流。所以汽轮机轴承油档及油封处运行是为微负压状态,这些外漏蒸汽通过汽轮机轴承油档及油封进入供油系统,造成汽轮机油水份超标。

②汽轮机油含机械杂质的主要原因:首先是1#瓦和3#瓦的损坏时形成大量金属颗粒。这些金属颗粒中较大的落于轴承箱中,较小的则随润滑回油落入主油箱中被油箱中滤网(80目)滤除;再细小的则被滤油器滤网(100目)滤除。其次是由于汽轮机内含有部分水份,这些水份对主油箱、轴承座内的碳钢附件造成腐蚀,使主油箱、轴承座内的碳钢附件产生大量浮锈。

这些浮绣会不断掉落在油内对油品造成污染。同时,机组安装、检修时采用的面团及白布也会才生少量杂物及絮状物粘附在油箱及轴承箱内,这些浮锈、杂物及絮状物长时间在油内循环就形成油泥。

2.3.各轴瓦润滑油进口滤网较脏。

该机组油系统为封闭循环系统,在油路中有三处滤网,分别是:主油箱滤网(80目)、滤油器滤网(100目)、轴承润滑油进口滤网(80目)。油循环流程为轴承箱出口→回油管→主油箱滤网→主油箱→油泵→滤油器滤网→冷油器→轴承润滑油进口滤网→轴承箱进口,从而形成封闭循环系统。滤油器滤网为主滤网,可以在运行中进行切换清理,正常情况下轴承润滑油进口滤网是不会出现油泥和杂质的。从滤油器解剖图中我们可以看到,在滤油器中有一个过压阀弹簧。滤油器正常运行时,滤油器滤网两侧油压差在0.027Mpa,当两侧油压差达到0.04Mpa时,过压阀弹簧将打开,此时汽轮机油不经过滤网而直接流出滤油器。这样,轴承润滑油进口滤网就成为主滤网,从而产生部分油泥及异物。

3.处理措施

3.1.加强设备安装及检修过程中的规范管理及质量验收。该机组3#瓦右侧瓦枕垫铁存在接触不良且有部分腾空现象和机组安装时的施工质量有直接关系,这一隐患在机组安装试运、前期使用都存在,在前期机组小修检查时也没有检查出来,最终造成1#、3#瓦的损坏。今后在机组检修过程中,将严格根据厂家的技术要求及《石油化工检维修规程》的规定对汽轮机轴系找中、各间隙配合、紧力调整、油系统循环等工序全程监管及验收,以确保设备的安装及检修质量。

3.2.严格监视汽轮机组运行时的各项参数,特别是各轴承的振动、瓦温、油温,对运行中的任何异常现进行检查、排除,并根据规程果断处理。该机组在检修前各轴瓦垂直振动都很小,最大只有19um,远低于30um的规定值,并保持稳定。而水平振动则在该机组正常运行7个月后由运行时的15um缓慢增大,并不停在2~4#瓦之间波动,2#瓦水平振动最大幅值达到51um,随负荷降低后达到38~46um;3#瓦水平振动为26~32um;4#瓦水平振动为14~26um。1#~3#瓦瓦温运行中为40~60℃,4#瓦瓦温运行时最高达到79℃,机组位移、油压等运行参数均正常。运行参数出现异常变化后我们也咨询了相关专业厂家,他们认为:如果垂直振动正常,小型机组水平振动一般只做为参考项,60um以下对机组安全运行都不会带来影响,但在实际上我们的1#、3#瓦已经损坏。今后在运行中,一定认真执行规范要求,严格监视汽轮机组运行时的各项参数,特别是各轴承的振动、瓦温、油温,对运行中的任何异常现进行检查、排除,并根据规程果断处理。

3.3.切实做好油系统管理,以确保油品品质合格。一是及时消除机组漏气,保证汽机厂房干燥,根据运行情况尽量减小排烟风机负压,避免汽水及潮湿空气进入油系统使油乳化变质,造成系统内浮锈;保证冷油器中水压小于油压,杜绝因换热器穿孔导致循环冷却水窜入油系统使油乳化变质;同时做好润滑油滤水工作,降低润滑油含水量,避免润滑油乳化。二是在滤油器上安装差压变送器,并经信号送入DCS系统,以便进行实时在线监控,从而保证滤油器滤网压差小于0.03Mpa,杜绝因滤油器压阀弹簧动作使汽轮机油不经过滤网而直接流出滤油器;定期清理油过滤网,以确保润滑油内机械杂质含量达标。三是按规程规定加强汽轮机油品化验监测工作,并在保持油品采样由以前滤油器出口采样,新增回油管出口采样,以便于油品的全过程监控。同时根据油品品质加强真空滤油机系统外循环,以确保油品品质合格。四是保证高压油泵、低压油泵、直流油泵性能完好及联动装置的可靠性,确保各种情况下油系统的有效循环,杜绝因断油对机组带来损坏。

篇5：中央变电所电缆沟施工安全措施

由于1150中央变电所电缆沟开挖时需放炮才能将其崩出来,而变电所与水泵房及集中巷连接的联络巷较多,因此,1150变电所电缆沟放炮开挖必须严格按本措施的规定和要求进行施工,具体措施为:

一、施工方法:

1.本基础采取一次打眼、装药、放炮。

2.本工程使用YJ-28型风钻钻眼,不低于三级煤矿许用乳化炸药、毫秒电雷管爆破,爆破方式为光面爆破。

3.施工中,首先按中心线画出基础边线,即按1150中央变电所设计的电缆沟开挖尺寸断面1100mm×1100mm打眼,打眼时,采取密集打眼的形式,松动爆破,每排炮眼布置为3个炮眼,两相邻炮眼间距控制在250mm~300mm之间,炮眼与地坪夹角为45°炮眼深1600mm,两排炮眼的间距为500mm,装药量为每眼0.2kg,

4.按要求进行钻眼、吹眼、装药及水炮泥、黄土炮泥要全部封满,连线起爆,连线方式为串连。

5.扒装及运输:

(1)扒装方式:人工装三吨矿车。

(2)运输方式:工作面渣→1150南翼集中巷→1150暗副斜井车场→经暗副斜井→1350车场→副井→地面。

二、安全技术措施

1.施工前所有施工人员必须学习本措施,熟悉本工程的规格尺寸和技术要求。

2.施工单位在施工前,要先检查通往该段的风、水管路是否畅通,有无漏风、跑水现象。

3.装药放炮:装药放炮必须执行《煤矿安全规程》第314、315、317、318、319、320、321、322、324、325、326、327、328、329、332、333、334、335、336、337、339、340、341、342、条中的有关规定(原文贯彻),装药放炮严格执行“一炮三检”、“三人联锁”的放炮制度。

4.放炮员必须执证上岗,放炮时必须发出明显的警号,口哨、红旗、警戒绳必须齐全。

5.严禁打眼与装药平行作业,放跑前,放炮地点附近20m范围内风流中的瓦斯浓度达到1%时,严禁放炮,放炮母线必须采用绝缘铜心线,警戒位置据放跑位置为120m,曲线巷道为75m以外。

6.1150中央变电所电缆沟开挖放炮警戒位置为:

(1).1150管子道与暗副斜井交岔点处。

(2).1150水泵房联络道与1150集中巷交岔点处。

(3).1150中央变电所第二联络道与1150集中巷交岔点处。

警戒具体位置如图所示。

7.每班放炮前由班长亲自带警戒人员布置警戒,警戒布置好后,班长再检查一下警戒区域内确无任何人员及安全隐患后,班长回到放炮地点方可放炮。

8.放炮后,经检查确认无残、哑、瞎炮及贯通处无安全隐患后,由班长亲自到警戒位置接回警戒人员,警戒人员在班长没有亲自去接的情况下,严禁离开警戒岗位。

9.其他仍按《1150中央变电所施工作业规程》中的有关规定和要求执行。