发电部年底冲刺保证机组安全运行组织技术措施

篇2：发电部保证机组安全运行组织技术措施

临近年底,为了保证机组安全稳定运行,防止发生机组非计划停运事件,确保完成2014年度安全目标,根据公司11月份安全例会精神,结合部门实际,制定本措施。

一、组织措施

1、各值、专业、班组严格控制人员请假,规范履行请假手续,保证值班人数、人员技术力量满足安全生产要求。部门相关管理人员要不定期抽查班组人员请假情况,杜绝班内假现象的发生。专职请假必须征得部门领导同意,如外出超射阳范围应同时说明,请假超过1天以上,必须抽调技术骨干代履行专职职责,确保专业技术管理工作的连续性。

2、严格执行管理人员生产现场到位制度,并履行签字手续。工作日各管理人员及节假日值班人员每天上、下午至少分别进行1次生产现场巡查,每次不少于1小时。机组启停、复杂系统投退等大型操作,相关管理人员必须到场进行指导把关。接到运行人员发生重要设备缺陷、重大生产异常情况的通知后,相关管理人员如在厂区内,应在10分钟内赶到现场;如不在厂区但仍在射阳县境内,应在40分钟内赶到现场。因故不能赶至现场,应与班组保持电话联系,随时掌握异常的发展及处理情况。

3、管理人员要严格按部门规定进行设标检查,确保班组巡查质量符合要求。

4、各值长、班长要加强劳动纪律管理,注意运行人员精神状态,严格督促执行“两票三制”及缺陷管理等制度,认真监盘,加强异常分析工作,发现异常要及时正确处理。

5、所有班组长及以上管理人员手机应保持24小时开机,确保通讯畅通。

6、各值、各班要认真组织运行人员学习掌握本措施,保证各项工作要求、相关安全技术措施执行到位。

二、技术措施

(一)锅炉专业

1、磨煤机断煤处理技术措施

发生断煤时应立即增派人员协助处理,并采取以下技术措施:

(1)无论机组负荷高低,只要锅炉燃烧不稳,应立即投油助燃。

(2)检查运行中的磨煤机出力应自动增加,以维持机组负荷的需要。

(3)如其它运行中的磨煤机出力不能满足机组负荷的需要,应果断切除AGC,适当降低机组负荷,控制运行中的磨煤机出力不大于50T/H(必要时煤量切手动,机组转TF方式运行),以防止磨煤机堵塞,造成异常情况的扩大。

(4)若机组负荷符合RB动作条件,应提前解除RB,防止磨煤机跳闸触发RB,导致异常情况的扩大。

(5)检查断煤的磨煤机冷风门应自动开大、热风门自动关小,否则手动调整磨煤机出口温度、一次风量正常。

(6)异常处理过程中密切关注一次风母管压力自动跟踪情况,必要时通过设定偏置来调整一次风母管压力。

(7)就地检查给煤机,视情况及时疏通给煤机,恢复正常运行。

(8)如给煤机故障或堵煤严重,短时间无法恢复,应提升磨辊,停止给煤机及磨煤机运行,启动备用制粉系统带负荷。通知检修处理。

(9)处理过程中严密监视主再汽温、中间点温度的变化,防止水煤比及风粉失调引起汽温大幅波动。

(10)如出现水煤比失调,中间点温度异常,应果断切除给水、燃料主控自动,机组改TF方式运行。手动调整给水流量、燃料量,控制水煤比、中间点温度、主再汽温等参数正常。

(11)手动控制负荷,一般采用燃料量不动,调整给水流量与锅炉煤量相匹配。如仅剩3台制粉系统,可以控制总煤量在150T/H左右(每台磨煤机出力控制在50T/H左右),通过调整给水流量与其相匹配。尽量不要同时调整煤量和给水流量,以增加运行调整难度。

(12)手动调整给水流量应控制给水流量指令下降幅度,控制给水流量指令值与反馈值偏差不大于60T/H为宜,防止因MEH控制迟缓,给水指令值过调而导致给水流量大幅度下降。

(13)如果因磨煤机断煤,仅剩下3台磨煤机运行,应优先考虑制粉系统的稳定运行,而不是多带负荷。必要时手动控制运行磨煤机出力,防止煤量波动导致运行中的磨煤机出现异常。一旦再有一台磨煤机异常跳闸,轻则锅炉转湿态运行,重则机组非停。

(14)整个处理过程中尽量避免出现单侧燃烧器运行的工况,一旦出现要加强对锅炉各受热面壁温的监视与调整,同时还要检查燃烧器的热负荷情况是否引起结焦等异常情况的出现,必要时要进一步降低机组的负荷。

(15)正常运行中要做好磨煤机断煤的事故预想,监盘人员要有明确的分工,哪项操作由谁负责,有哪些危险点,在班期间多演练,以正确应对磨煤机断煤。

2、机组低负荷运行技术措施

(1)机组负荷低于300MW,即进入低负荷运行状态。

(2)保证C、D仓煤加干煤,热值不低于5000大卡,挥发份不低于26%。如果发现煤质不符合要求应及时联系燃料调换煤种。

(3)进入低负荷前,应检查各磨煤机落煤筒傍煤情况,并做好预控,防止落煤筒堵塞导致异常情况的发生及扩大。

(4)进入低负荷前,试投C、D层微油枪,发现缺陷及时联系检修处理。缺陷未消除前,不得进入低负荷运行状态。

(5)进入低负荷前,应创造条件,锅炉全面吹灰一次。降负荷过程中应及时检查炉底渣量情况,防止大焦脱落造成燃烧不稳、甚至锅炉熄火。

(6)负荷低于300MW以下,应将汽轮机阀门控制方式改为“单阀”后再减负荷。

(7)检查启动锅炉处于良好的备用状态,确保机组异常时能及时启用。

(8)机组低负荷运行,至少投入一层微油助燃。防止燃烧不稳造成锅炉熄火、机组跳闸。

(9)机组低负荷运行,应切除AGC,在CCS或TF方式下运行。

(10)控制负荷升降速率不大于5MW/MIN,以免操作跟不上,造成熄火或汽温突变。

(11)低负荷期间密切注意汽泵再循环流量变化,目前汽泵再循环流量自动调节区间为350-450t/h。即使将汽泵再循环调门自动切除,当汽泵进口流量达350、450t/h时,再循环调门仍然会强开、强关(属保护逻辑),所以应控制汽泵进口流量避开上述流量范围。

(12)当负荷降至300MW以下时,提前将其中一台汽泵退出给水自动,逐渐降低其出力。根据机组负荷变化,及时调整使其出口压力低于另一台汽泵出口压力1Mpa以上,(必要时切除其CCS控制),使其不再承担给水流量负荷(走自身再循环),让另台汽泵单独承担给水流量负荷。

(13)为防止出现异常情况,低出力的那台汽泵转速控制应控制在3000rpm左右,出口电动门不要关闭,开足其再循环。

(14)单独承担给水流量的汽泵,自动运行中要注意其转速要在3300转以上,必要时将其再循环门开启,防止转速过低,给水自动退出。

(15)降负荷应分阶段进行,进行必要的运行调整,检查一切正常后方可继续降负荷。

(16)机组低负荷运行时注意主机调门开度及EH油压的变化。

(17)低负荷减负荷过程中,应加强汽机TSI各参数的监视,特别是差胀、振动、缸胀、缸温等参数的变化趋势。

(18)在减荷过程中,应加强对风量、中间点温度及主蒸汽温度的监视,若自动调节失灵或迟缓,应及时进行手动干预。同时应注意分离器水位的监视,以防转湿态运行。

(19)减负荷过程中,检查冷再至辅汽联箱调门自动开大,维持辅汽联箱压力正常。

(20)低负荷期间,监盘人员注意轴封汽压力及各加热器水位自动运行情况,必要时人工干预。

(21)低负荷运行时,保持一台备用磨煤机在低风量暖磨状态,并加强对制粉系统参数的检查,当发生制粉系统断煤或跳闸,立即投入油枪,迅速启动备用磨煤机,防止锅炉转湿态运行。

(22)总煤量低于120t/h,应保持B、C、D或C、D、E三台磨煤机运行,优先保证下层磨煤机出力,尽量用中层的磨煤机调整负荷,保证锅炉燃烧稳定。

(23)控制运行磨组一次风速正常,避免因过大的风速导致着火推迟、不稳定。在规程允许范围内,控制较高的磨煤机出口风温有利于燃烧稳定。

(24)低负荷运行时,如发生锅炉熄火、机组跳闸,则按机组跳闸处理。

3、给水流量突降锅炉处理技术措施

(1)正常运行给水自动、水煤比自动应能维持中间点温度、减温水用量在合理范围内,发现参数异常及时查找原因并作相应处理;

(2)发现中间点温度、水煤比异常,首先应打开“给水流量控制”操作面板,检查给水流量“反馈”与“指令”是否相符。如相符,直接切除给水自动,按“水煤比失调”处理。手动调整给水流量,控制中间点温度、水煤比等参数正常;

(3)如果机组负荷较高,汽泵指令(出力)已达上限,但因汽泵性能下降、再循环调门内漏或失控打开,使给水流量“反馈”持续低于给水流量“指令”,应按照下列程序处理:

a、如中间点过热度低于50℃、汽温不高于608℃且给水流量“反馈”与“指令”偏差不大于50t/h,可以通过切除AGC,适当降低机组负荷,直至“反馈”与“指令”值一致,中间点温度、水煤比等参数正常;

b、如中间点过热度高于50℃、汽温达610℃且减温水用量较大、给水流量“反馈”与“指令”偏差大于50t/h,立即置所有运行给煤机为手动,机组转TF方式运行,手动降低锅炉总煤量,具体减多少煤量按以下原则执行:

c、如给水流量“反馈”与“指令”偏差为200t/h,正常水煤比为7.0,应降低总煤量200t/h÷7、约29t/h。因中间点温度及锅炉汽温较高,为过调,应适当多减点煤量,直至给水流量“反馈”与“指令”值一致,中间点温度、水煤比等参数正常;

d、如给水流量下降过多,需要减的煤量较大,应投微油助燃,手动打闸上层磨煤机,以迅速降低煤量,防止锅炉严重超温。除参考给水流量“反馈”与“指令”偏差以外,也可直接根据当前给水流量,若给水流量值为1500t/h、正常水煤比为7.0,应降低总煤量至1500t/h÷7、约215t/h。为过调,应适当多减点煤量,直至给水流量“反馈”与“指令”值一致,中间点温度、水煤比等参数正常;

e、如单台汽泵跳闸,RB拒动,按RB拒动处理。

(4)在处理给水流量突降过程中,如中间点温度达483℃、锅炉严重超温,应果断手动MFT,防止设备严重损坏。

4、锅炉防寒防冻技术措施

(1)室外气温接近0℃时,所有辅机冷却水门必须保持常开,备用的辅机冷却水门也不得关闭;

(2)联系检修投用变送器伴热装置:主要是汽水系统的变送器:给水流量变送器、分离器储水罐水位变送器、减温水流量变送器、储水罐压力变送器及主汽压力变送器等,以及仪表保护箱内的加热装置,并保证投用正常;

(3)给水流量变送器的伴热装置投用应逐个投入,只有确认已投用的伴热装置工作正常且给水流量无异常晃动后方可投用下一只变送器的伴热装置,防止造成给水流量晃动;

(4)联系检修对炉水循环泵冷却水及注水管道进行保温,防止管道出现冻裂;疏水扩容器水位计的保温良好,每班至少启动疏水泵运行1次;

(5)注意送风机、引风机、一次风机油站及磨煤机油站加热器自动运行情况,保证油温正常,必要时适当关小油站闭冷水手动门;

(6)严格执行磨煤机定期切换工作,对于长期不投用的磨煤机,启动后应做好给煤机入口发生堵塞的事故预想;

(7)当气温降至0℃时,磨煤机蒸汽灭火疏水管路要保持流通;

(8)运行中正常维持过热器减温水有一定的流量,再热器减温水根据情况每2小时必须投用5-10分钟,为防止管路冻结过热器、再热器、吹灰器减温水管路保温须完好;

(9)运行人员进行巡回检查时应注意防滑,下雨雪结冰时联系车间管理员将运转层机房到锅炉房电梯处铺设防滑草垫;

(10)室外气温接近0℃时,启动锅炉房的门、窗防寒措施,除按主厂房的措施执行外,启动锅炉的除盐水箱补水门要保持连续的小流量补水,除盐水箱保持连续小流量溢流;

(11)当省煤器入口给水流量、分离器压力、主汽压力不正常晃动,要及时联系热工检查处理,密切监视给水自动、水煤比自动运行情况,必要时强制故障点、切除相关保护、自动,手动调整。

(二)汽机专业

1、防寒防冻技术措施

(1)冬季汽机房内气温降至5℃以下时,检查并关严机房的门、窗。注意机房内温度的变化,当机房内的温度接近0℃时,联系热控做好汽水系统的压力表计、变送器等管道的防冻工作,将停运并退出备用的辅助设备存水、存汽放净。当机房内的温度低于0℃时,不能退出备用的水泵、冷却器等,应保持水循环;

(2)及时调整闭冷器的旁路阀运行方式,保证闭冷水温度不低于20℃;(当水温过低时,部分辅机油温(如磨煤机)可能过低,影响辅机备用或运行)

(3)循泵值班员定期检查循泵冷却水压力变送器、循环水母管压力变送器管道电伴热装置正常,否则及时联系检修处理;

(4)室外厂用汽管道疏水器隔离门正常开启;

(5)EH油温度降至35度以下时,及时投用电加热器运行;

(6)监盘人员要加强对各参数表计的监视,尽早发现异常情况并采取措施。#5、6汽机范围室内外易受冻表计包括:循泵轴承冷却水母管压力、循环水母管压力、闭冷水母管压力、除氧器水位、闭冷水箱水位等。

(7)#5、6机组循环水母管压力变送器故障可通过两台机组之间压力比较、或在出水门开度调整、海水涨落潮过程中可以发现。表计故障可能会导致循环水母管压力低自投备用循泵功能失去或误投用,发生故障时可联系检修先强制信号后处理即可。

(8)冬季开式冷却水温度明显偏低,水量调整对机组闭冷水温度波动影响较大,现规定闭冷水温度下限按不低于20度来控制(上限不变),调整闭冷水温度时一定要缓慢进行,严禁大幅度开关冷却水阀门。

(9)发现闭冷水箱、除氧器水位模拟信号、开关信号异常时要及时安排近远方的核对(注意现场两侧水位计都要看),发现就地水位异常时及时分析原因并联系检修处理。闭冷水箱水位变送器失灵导致自动退出时可稍开闭冷水箱补水阀,维持少量溢水,同时联系检修处理;除氧器水位失灵导致水位自动退出时可根据负荷、锅炉给水流量来适当调整凝结水流量,除氧器水位计处理时要联系检修强制信号,防止水位保护动作联跳汽泵。

注:经验表明,当压力、水位信号表计受冻时,数值反应是长时间不变或异常缓慢上升,此时可通过适当改变流量平衡,观察表计变化来验证。

(10)EH油温低虽然不会导致EH油泵跳闸,但油温过低(18度)时导致EH主油泵禁止启动。环境温度低时,机组EH油温度偏低(#6机组尤为明显),监盘时要注意EH油循环泵及加热器投入运行(厂家自做逻辑加热器必须在循环泵运行情况下投运)。

(11)循泵值班外委人员巡查时要注意防跌防滑工作,集控班长要主动多关心勤联系。

2、机组振动大技术措施

?#5、6机组部分轴承振动大,做好下列相关技术措施

(1)各班组日常要控制汽温、汽压、负荷的变化速率不超规程范围。

(2)加负荷过程中发现机组振动有明显增大现象时应立即停止加负荷,并根据情况适当降低机组负荷,待机组振动稳定后再进行加负荷操作。

(3)根据检修交代,DCS画面各轴承瓦盖振动数值暂按不超过100um控制,如超出该数值或长时间达100um(最大量程100um),应安排人员进行现场手动测量,如现场手动测量轴承瓦盖振动达120um,应适当降低机组负荷,联系检修检查原因。

(4)机组振动大期间如轴承温度也发生明显增大要及时查明原因,必要时联系检修处理。

(5)#5机组#7、8瓦盖振在高负荷时振动明显偏大时,可适当提高发电机冷热氢温度,实践证明效果较好。

3、测点失灵保护退出安全运行技术措施

针对#5、6机重要参数(如轴振、轴承温度、推力瓦温等)发生测点跳变故障现象,制定保证机组安全运行下列有关技术措施:

(1)监盘人员定期翻阅画面查阅机组重要参数变化,掌握机组运行状况,必要时通过查阅历史曲线,以便于及早发现机组异常、表计失灵等情况,并及时采取相关措施。

(2)个别重要参数信号被强制期间,保护退出运行,此时应参考汽机本体其他有关参数进行监视(如振动、轴向位移、温度),发现异常及时分析原因并处理。

(3)现场巡查人员巡查时要仔细倾听汽机本体声音,检查机组振动、轴承温度等情况,发现可疑征象应及时查明原因,必要时联系检修人员协助检查。

(4)监盘人员严密监视主、再蒸汽温度变化情况,发生10min内下降超过50℃以上或明确判断机组发生水冲击时应立即破坏真空紧急停机处理。

(5)机组启停过程中严格控制主再汽温、汽压、负荷变化速率不超过规程规定值;严密监视汽机上下缸温差不超限;汽机盘车、冲转升速、惰走期间仔细倾听机组内部声音,一旦确认机组声音异常、动静摩擦时应禁止机组启动并查明原因。

(6)当某轴承*向(或Y向)振动探头故障时,因参照该轴承其他Y向(或*向)轴振、瓦盖振动、轴承金属温度、轴承回油温度的变化来综合判断机组设备实际运行情况。当某侧低差探头显示故障可采用另外一侧探头显示继续进行监视,当某点推力瓦温度显示失灵可采用其它相邻温度测点和回油温度及轴向位移变化来进行监视。

(三)电气专业

1、防止发电机非全相运行技术措施

(1)发电机保护应正常投入运行。

(2)发电机出口开关每次启机前及检修后,进行拉合闸试验,保持其三相动作的可靠性。

(3)发电机启机并网后,密切监视定子三相电流,发现异常及时查明原因。

(4)发电机非全相运行或异常运行达到紧急停机条件时,应正确、果断处理,防止扩大损坏设备。

(5)发电机出口开关检修后,要对开关非全相保护进行传动,以保证保护正确投入。

(6)发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时,其相关保护能够及时起动断路器失灵保护,在主断路器无法断开时,断开220KV母线上所有开关。

(7)主变高压侧刀闸操作时必须检查其三相动作一致性并对机构拉杆进行检查。

(8)机组灭磁后或机组并网操纵过程中,主变高压侧闸刀合上后,升磁建压前,检查机端电压电流是否为0V左右,若不为0V,应怀疑开关非全相,应查明原因,确认后采取相应措施。

2、防止电气误操作的技术措施:

(1)防止误分、误合开关:

a、运行人员操作前应核对设备名称和编号,防止误分合开关;

b、拉合开关的单一操作,应严格执行监护制度(紧急情况处理除外)。

(2)防止带负荷拉、合闸刀(包括小车开关、动力熔丝):

①GIS系统防误闭锁:各断路器、隔离开关、接地闸刀、验电器之间设置了逻辑闭锁。为防止运行中误操作的发生,GIS系统针对主变间隔、线路间隔、压变间隔、启动变间隔等不同间隔设置了典型的逻辑闭锁:

a、当与隔离开关相关的断路器没有切断线路之前,隔离开关不能被操作。

b、当手动操作时,隔离开关和接地开关不能带电操作。

c、当主回路供电时,相关线路的接地开关不能被操作。

d、当合上接地开关后,与接地开关相关的隔离开关不能被操作。

GIS电气连锁说明:(以线路间隔为例)

线路间隔?断路器合闸同时满足下列条件?a)正母闸刀分闸或正母闸刀合闸;b)付母闸刀分闸或付母闸刀合闸;c)线路侧闸刀在分闸位置或线路侧闸刀在合闸位置。?

?正母闸刀分、合满足任意一条件?a)开关在分闸位置、1接地闸刀在分闸、2接地闸刀在分闸位置、付母闸刀在分闸位置、3接地闸刀在分闸位置b)付母闸刀在合闸位置、母联开关在合闸位置、母联正母闸刀在合闸位置、母联付母闸刀在合闸位置?

?1接地闸刀分、合同时满足下列条件?a)正母闸刀在分闸位置。b)付母闸刀在分闸位置。c)线路闸刀在分闸位置。?

?线路侧闸刀分、合同时满足下列条件?a)开关在分闸位置、b)1接地闸刀在分闸位置。c)2接地闸刀在分闸位置。d)3接地闸刀在分闸位置。?

?2接地闸刀分、合同时满足下列条件?a)正母闸刀在分闸位置。b)付母闸刀在分闸位置。c)线路闸刀在分闸位置。?

?付母闸刀分、合满足任意一条件条件:?a)开关在分闸位置、1接地闸刀在分闸、3接地闸刀在分闸位置、正母闸刀在分闸位置、付母线接地闸刀在分闸位置b)正母闸刀在合闸位置、母联开关在合闸位置、母联正母闸刀在合闸位置、母联付母闸刀在合闸位置。?

?3接地闸刀分、合同时满足下列条件?a)线路侧闸刀在分闸位置b)无高压带电显示。?

②NCS系统防误要求:采用间隔层测控模块完成本间隔的闭锁,对跨间隔的防误闭锁由通讯处理器CMU完成,将防误闭锁的模拟操作合成在计算机监控系统内。每个测控装置面板上“联锁/解锁”小开关正常在“联锁”位置,在紧急情况下如需解除闭锁操作,则将此小开关打至解锁位置,但此种情况只是解除测控装置内的五防闭锁,如确需操作,还应解除后台五防闭锁,这样才能在无任何闭锁的情况下进行操作,但这是不允许的。目前测控柜内所有小开关的解锁钥匙均保存在检修人员处。

NCS后台机电源全部失去时,若间隔层电源正常,则切换至测控屏就地方式,可由测控屏进行操作与监视。当测控屏电源中断或工作不正常时,只有就地开关柜可操作,但就地开关柜只有开关、闸刀与接地闸刀之间的硬接线闭锁,没有同期闭锁和电气逻辑闭锁,操作时需特别小心,应做好防止误操作的事故预想。并需征得公司领导同意。如果进行事故处理必须进行就地手动操作时,应注意开关就地柜的操作没有电气闭锁功能。

③正常运行时,取下220KV闸刀操作电源熔丝或拉开闸刀操作电源小开关,防止控制回路短路时造成带负荷拉、合闸刀。

④6KV、400V小车开关均采用机械闭锁:小车开关在合闸位置进出小车时,小车开关均自动跳闸,防止带负荷进出小车开关。为防止闭锁失灵造成带负荷进出小车开关,措施如下:在进、出小车开关前将其“近/远控”小开关打至“近控”位置和取下开关合闸电源熔丝,以及检查小车开关在分闸位置,并揿一下强分按钮或将机械把手打至分闸位置,确保小车开关在分闸位置,再进行小车开关的进、出车操作;

⑤400V闸刀无闭锁,措施如下:①、闸刀均采用双重名称(设备名称和编号),操作前核对闸刀名称和编号,防止误拉、合闸刀;②、拉闸刀前应检查电流表指示和用钳形电流表测量负载电流判断设备是否停运;拉闸刀前确认负载确已停运,机务值班人员已在控制按钮上挂“禁止操作”警告牌或将辅机控制面板控制方式切至“检修”后方可操作,防止带负荷拉闸刀。

⑥防止带负荷取动力熔丝:①、取动力盘动力熔丝前一定要检查负载确已停运和检查电流表指示和用钳形电流表测量负载电流判断设备是否停运,机务值班人员已在控制按钮上挂“禁止操作”警告牌或将DCS中辅机控制面板控制方式切至“检修”后方可操作,防止带负荷取动力熔丝;②、如果低压辅机在运行中停不下来,应设法将辅机停运,否则应尽量采用停上一级电源的方法切断电源,禁止带负荷取动力电源熔丝。

⑦400v小车式开关防误功能:①开关每到一个位置(退出、试验、连接),必须将位置释放按钮按下方可摇动开关手车,操作时当发现开关摇不动时,千万不能硬摇开关,以免损坏开关。②在试验位置时如开关已合闸,当从试验位置将开关摇向连接位置时,开关自动分闸。③在试验位置时开关未合闸但已储能,当从试验位置将开关摇向连接位置时,在开关没摇到连接位置时,无论手动还是电动开关都无法合闸。④在连接位置如开关在合闸位置,在连接位置将开关摇向试验位置时,开关将自动分闸。

⑧凝泵高压变频器旁路隔离开关和变频器输出隔离开关为双刀双掷隔离开关,它们与变频器输入隔离开关设有连锁:合变频器输入隔离开关前必须先合上变频器输出隔离开关;旁路隔离开关合闸前必须先断开变频器输入隔离开关。防止工频量进入变频器输出端。

(3)防止带电合(挂)接地刀闸(接地线):

a、严格执行操作票制度,合(挂)接地刀闸(接地线)前应使用相应电压等级的合格验电器在检修设备进出线两侧分别验明无电压后方可挂接地线,在验电前、后均应在有电设备上确证验电器良好。

b、220KV接地刀闸和闸刀之间均采用机械闭锁和微机防误闭锁双重闭锁,能有效地防止带电合接地刀闸。

c、在6KV、10KV母线电源开关进线柜和电缆转接柜后仓门均装有电磁锁闭锁。

(4)防止带接地刀闸(接地线)合闸:

a、220KV接地刀闸和闸刀之间均采用机械闭锁和微机防误闭锁双重闭锁,能有效地防止带接地刀闸合闸。220KV系统GIS隔离/接地开关本体采用三工位结构,自然实现隔离开关和接地开关间的逻辑闭锁,杜绝了误操作的可能性。

b、严格执行“两票”制度,工作票终结后应拆除(拉开)运行和检修人员所装(合)接地线(接地刀闸),设备转热备用前应检查整个送电回路内无短路接地线并测量送电回路绝缘,防止漏拆(拉)接地线(接地刀闸)。

c、现场接地线应统一编号,并按编号定置放置并设专门班组进行定期维护。接地线装设和拆除时均应记录其位置及编号,并记入《接地线登记记录本》及《运行日记》。

(5)防止误入有电设备间隔:

a、工作票应审查合格,否则应拒绝执行。

b、为了防止装接地线时误跑有电间隔,装设接地线前应认真验电,验明无电压后方可装设接地线。

c、为了防止检修人员误入有电设备间隔,在检修设备现场应尽可能让检修人员看到接地线和将有电设备间隔采取临时措施进行标示、隔离。

d、严格执行工作许可制度,认真核对工作票的安措已全部执行,坚持现场许可开工,工作许可人应使用合格的验电器验明检修设备确无电后,以手触试,并向检修工作负责人指明带电间隔,交待安全注意事项。

e、在检修设备上悬挂“在此工作”标示牌。在6KV、10KV、22KV、220KV室内高压设备上工作时,应在工作地点两旁间隔和对面间隔的遮栏上在禁止通行的过道上悬挂“止步,高压危险!”标示牌。在室外地面高压设备上工作,应在工作地点由检修工作负责人用红白旗绳子做好规范的围栏,围栏上悬挂适当数量的“止步,高压危险!”标示牌。标示牌必须朝向围栏里面。

f、严格执行工作终结制度。工作终结后“在此工作”标牌必须及时收回。

g、严格执行现场钥匙管理制度。检修人员工作,只能将检修设备范围的钥匙借给检修人员,与检修设备无关的运行设备的钥匙不得借给检修人员,防止检修人员误跑带电间隔。

h、低厂变程序锁主要由两把钥匙、锁构成,两把钥匙分别为1号钥匙正常放在变压器低压侧开关本体处、2号钥匙正常放在变压器高压侧开关本体处。两把钥匙需要按顺序使用,从而避免了电气设备的误操作。

(6)采用计算机监控系统时,远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。

(7)开关和闸刀闭锁回路不能用重动继电器,应直接用开关和闸刀的辅助接点,操作开关或闸刀时,应以现场状态为准。

(8)应配备充足合格的安全工器具和安全防护用具。为防止误登室外带电设备,应采用全封闭(包括网状)的检修临时围栏和悬挂“高压危险,禁止攀登”标示牌。

(9)在低压设备送电操作需要合上开关的面板或合闸按钮处,张贴“送电操作时需合上此开关”提示性标志,防止漏合开关。

(10)对于开关没有“近/远控”二次回路的,取消“近/远控”小开关,防止误导运行人员漏合开关。

(四)硫灰专业

1、认真落实硫灰专业防寒防冻等各项保证措施,确保设备安全稳定运行。

2、加强重要表计的监视,发现异常情况及时采取措施和联系检修处理。

3、加强石膏浆液循环泵、氧化风机、湿式球磨机、空压机等重要设备巡查。

4、各压缩空气储气罐加强排放水,在气温达到零度以下时,底部排放阀应保持小开度。

5、加强对球磨机油站油温、石膏浆液循环泵油箱油温(特别是停运的球磨机、石膏浆液循环泵)的监视。

6、加强对电除尘灰斗流化风及电加热设备的监视,加强对电除尘二次电流、二次电压的运行监视,遇有缺陷立即上报。

7、备用泵的轴封水保持连续流动。

8、每次切换设备和系统时,在停运操作中,加强水冲洗,加强排空,确保系统中无积水(浆)。

9、加强脱硫、脱硝、电除尘等参数的监视,做好参数调整工作,确保参数不超标排放。

(五)化学专业

1、做好供氢站的安全运行工作,针对减压阀频繁出现的泄漏现象,加强巡查及监督,确保氢站系统安全运行。

2、加强精处理旁路系统的运行监督,保证旁路系统正常运行,避免因为高混退出而旁路未能打开而造成停机的现象。

篇3：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4：发电机大修危险点预控措施

作业内容危险点控制措施依据1作业人员、使用工器具的落实1.大修的各项工作内容、工作人员及劳动保护用品落实到每个人。2.大修中需要使用的工具、手持电动工具、起重工器具等必须派专人进行认真检查,漏电保安器试验完好《安规》(热机)第47、54条《电厂大修现场安全管理规定》第三条1.2、1.47.2办理工作票1.认真履行工作开工手续,办理开工工作票时,应与工作许可人一起到工作现场确认设备和停电的措施,确认电源已经断开以及所布置的安全措施与工作票上要求一致无误后在工作票上签字。2.组织作业人员宣读工作票、工作任务、工作内容、安全措施和注意事项,全体人员签字后方可开工《安规》第51条、52条、78条、180条7.3励磁机系统检修1.起重伤害1.起重人员需要认真检验、试验吊车的各项性能,确认良好后,才能进行操作。2.吊运设备及部件时,必须使用合格的钢丝绳、吊环和卡扣,吊重物时,位置适当防止脱滑。3.起重指挥人员必须是有经验的,并且只能是其一人进行指挥《安规》(线路)第105、109、112条《电厂大修现场安全管理规定》第十七条1.202.设备损坏1.拆卸时,注意防止主、副励磁机整流子表面和定、转子线圈碰撞。2.拆下的刷握、刷架要妥善保管好,防止丢失和损坏《检修规程》发电机部分

作业内容危险点控制措施依据7.4发电机系统检修1.起重伤害1.吊装发电机端盖和抽吊发电机转子时,检查好吊钩、钢丝绳、吊环和倒链必须完好,无缺陷。2.在吊运端盖和抽吊转子时,检修人员的站位须符合规程要求同7.7.3.12.定子损坏1.抽转子时,由专人进入定子膛内控制转子的移动,防止碰撞定子线圈。2.工作人员在定子膛内检修时须在膛内铺上胶皮板。3.工作人员进入膛内必须穿绝缘鞋,不准带钢笔、钥匙等小的金属部件。4.在定子膛内工作后,须将使用的工具和材料全部拿出,不允许留有遗漏物《检修规程》第四章3.转子损坏1.抽出的转子应放在专用的托架上,或放在枕木上,不允许放在地上。2.转子滑环检修工作后,对滑环表面应防护好防止碰撞。3.每天工作后应将发电机转子用帆布遮好,防止转子线圈的绝缘下降和进入杂物7.5冷却器系统检修1.脚手架不牢、倒塌1.按标准搭设脚手架,经验收合格方可使用。2.脚手架牢固,能够承受其上的人和设备的重量。3.脚手架所使用的材料要符合要求,有足够的强度。4.脚手架上的跳板、六尺杠绑扎、搭接牢固《安规》第594条、595条2.高处坠落1.工作人员不应有妨碍高处作业的病症,遇有精神状况不好者禁?作业。2.拆卸设备时作业人员相互配合好,防止作业人员失衡从脚手架上坠落《安规》第580条、585条、586条3.火灾、火险伤人1.使用火焊时,要检查好焊带,不应有漏气现象。2.火焊使用完毕后,要关好所有气门。3.使用火焊时严禁附近有易燃、易爆物品。4.使用火焊时,不要将火焰对人。5.严禁用火焊把当照明《安规》第486条

作业内容危险点控制措施依据7.6氢系统检修1.火灾1.氢系统作业前,必须对要工作的设备进行气体置换,有化学化验合格后才能进行施工。2.动火作业时,必须办理动火票,设专人监护。3.准备好足够的灭火器材《安规》第486条《检修规程》第五章2.C02瓶伤人1.搬运CO2瓶时,精神集中,观察好周围的环境,防止瓶例伤人。2.置换时,充气速度不能过快、防止冻堵充气管发生管路爆炸7.7设备回装1.起重伤害1.回装吊运设备前必须检查好起重用具,确认无误后方可使用。2.检修人员要和起重人员配合好,起重工作只能有一人进行指挥同7.7.3.12.设备部件遗漏1.扣发电机两侧大盖和主、副励磁机端盖时,认真检查好定子膛内无遗漏的工具和材料。2.各设备部件必须按原位恢复,不能随意丢弃《检修规程》第四章

篇5：发电机大修试验预防性试验危险点预控措施

作业内容危险点控制措施依据7.12.1办理工作票开工前工作负责人办理工作票,确认安全措施完善,组织好工作组成员宣读工作票内容,作业危险预知卡签字,方可开工《安规》第227条、228条7.12.2接试验设备电源和接地线人身触电1.确定试验电源电压等级及容量。2.使用有明显断开点的刀闸。3.试验设备金属外壳可靠接地《安规》第230条、242条7.12.3测量定子绕组绝缘电阻人身感电1.试验现场监护和装设围栏。2.确认接线无误,各接地点可靠接地。3.测量绝缘前后必须将试品放电《安规》第251条、252条、253条、231条

作业内容危险点控制措施依据7.12.4定子绕组直流耐压、交流耐压及测量漏泄电流1.人身感电1.试验现场设专人监护和装设围栏。2.操作人员应站在绝缘垫上。3.变更接线时先断开电源、放电,将高压输出接地。4.加压前所有人员撤离被试设备,得到负责人许可后方可加压,加压时监护人员呼唱《安规》第231条、232条、233条、234条2.误加压1.加压前确认试验接线、表计倍率、量程、调压器零位及仪表初始状态正确。2.加压过程中精力集中,注意异常现象发生《安规》第232条、233条、234条、235条7.12.5拆除试验接线人身感电试验后对试品充分放电,不得先拆除地线,确认试品无剩余电荷后方可清理现场《安规》第233条、234条、235条