整理保证#2机单机安全运行方案.docx
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整理保证#2机单机安全运行方案
保证#2机单机安全运行方案
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会签:
审核:
编写:
杨召伟卢寅虎王压保杨静然孔亮
河南华润电力首阳山有限公司
二〇一三年四月八日
我司#1机组大修期间(4月11日-6月5日)#2机组单机运行,针对目前机组运行状况及煤炭库存结构,特制订#2机组单机运行安全技术措施。
一、保电网稳定措施
1.服从调度指挥,加强厂网协同。
在设备系统发生异常时,必须在第一时间内汇报网省调度,同时积极与调度沟通,构建和谐的厂网关系。
2.严格执行网省电力公司气象监测点制度,如遇恶劣天气及时汇报网省调,并做好事故预想和处理预案。
3.500KV、发变组、厂用电系统按正常运行方式运行,继电保护装置、电网一次调频、故障录波装置等按规定正常投入,禁止无保护运行。
4.严格执行500KV母线电压调整规定,及时调整有功、无功负荷,确保邙马线路电能质量。
5.严格按调度负荷曲线带负荷,同时加强与调度的沟通,争取较高的发电计划。
6.细化以值长为首的生产现场指挥系统,抓好安全责任制落实。
加强调度纪律,严格调度命令。
凡因不执行调度命令而引起的一切不正常,不应有的损失,要严肃处理。
二、保机组稳定运行措施
1.#1机组检修期间,原则上不安排#2机组重要设备的检修及重大操作,必须操作时相关领导和专业人员到现场把关。
2.加强工作票、操作票管理,严格执行操作监护制度,坚决杜绝违章操作。
3.做好无烟煤掺烧工作,根据火检情况及时调整烟煤掺烧量,保证锅炉燃烧稳定。
4.锅炉的燃烧调整要做到勤调细查,根据燃烧情况及机组负荷,及时调整二次风量,维持锅炉燃烧稳定。
巡检人员按规定检查,防止结焦,保证汽温、汽压按规程规定在正常运行范围内。
5.加强燃油系统监视检查力度,按照定期工作要求严格执行油枪试投及吹扫工作,保证炉前油系统良好备用。
6.切实做好巡检工作,发现问题及时汇报,并填入“缺陷记录”,通知相关维护人员进行处理。
7.严格执行保厂用电措施、机组紧急停运规定(见单机运行机组跳闸极热态快速恢复操作票),充分做好事故预想。
单机运行期间做好#2机组柴油发电机试运,确保柴油发电机可靠备用。
8.加强仪用空压机的巡检和维护,确保仪用空压机可靠备用,同时严格执行压缩空气使用审批制度。
检查确认#1杂用气出口电动门投“联锁”,并至少有一台仪用空压机投“热备用”,保证压缩空气系统安全。
9.做好#2机组吸风机、增压风机联调工作。
#2机组的增压风机的调整力求平稳,避免大幅度调整静叶开度,造成炉膛压力波动,增压风机入口压力按以下要求控制:
360MW以上压力保持-100pa左右,360MW以下保持-200pa。
10.与中水厂保持良好沟通,加强水源地巡检力度,确保水源地和中水系统供水可靠。
11.单机运行及节假日期间提前联系药品等物资进库,保证物资充足。
12.运行人员加强与溧阳维护的沟通,发现给煤机断煤、煤仓蓬煤及时进行振打,必要时对断煤蓬煤严重的煤仓进行拉仓。
13.加强给煤机的巡检,防止发生给煤机卡石头现象撕裂皮带,运行人员做好单台给煤机长时间断煤和两台给煤机同时断煤事故预想。
14.控制煤仓仓位在较高仓位,交接班仓位90%以上;仓位低于60%立即组织加仓上煤。
坚决杜绝空仓断煤现象的发生。
15.#1机组检修前期安排一台启动锅炉进行试点火,启动锅炉至#1辅汽联箱管路吹扫。
16.#1机组检修期间组织加班人员原则上以#1机组人员为主,尽量避免两台机组人员交叉替班造成走错间隔。
17.#2机组单机运行期间,凡涉及到公用系统的操作或隔离必须汇报值长。
三、设备维护管理措施
1、综合管理:
1)严格执行“两票三制”,杜绝无票作业。
切实加强对“两票三制”的管理与监督。
2)切实做好巡检工作,发现问题及时处理。
各专业负责#2机组维护的专工每天不少于两次对现场巡视;维护单位专职巡检人员要勤检查、不遗漏、认真按照要求高质量完成日常巡检任务。
3)各单位在积极服务#1机组检修的同时,对#2机组的维护力量不得减弱,各专业均指定专门人员负责#2机组安全稳定运行。
4)做好与#1机组的隔离工作,标识明显、醒目,防止#1机组检修人员误入。
5)加强和督促对维护单位的管理,重点检查巡视质量、人力安排、缺陷处理质量和安全保障。
6)一般不进行重大的改造,禁止进行有影响风机安全的试验工作和检修工作。
7)对影响机组安全运行、导致负荷受限等急需处理的缺陷,专业人员应高度重视,并及时汇报,处理前必须作好全面、可靠的安全措施,亲临现场予以督促和落实。
2、电气维护:
1)加强巡查力度,防止运转设备轴承(轴瓦)及电机温度过高。
2)加强发电机励磁滑环及碳刷的温度监控,对发电机励磁滑环及碳刷进行清扫,防止滑环过热。
3)对主变、高厂变、高公变和启备变加强巡回检查,用红外成相测温仪对110kV、500kV变电站,刀闸触头、母线夹件及接线板测温,发现异常现象及时处理。
4)加强直流系统、蓄电池组、UPS的巡检,发现直流系统接地等异常现象及时处理。
5)加强对凝泵变频器房间温度检查,加强滤网清理。
6)加强发电机励磁柜的检查巡视,及时清扫更换通风滤网。
7)#1机组修期间保持邙启备变热备用状态。
3、热工维护:
1)加强对DCS每日24小时的重要保护信号测点的历史曲线检查,发现参数异常,及时处理。
2)加强大小机LVDT紧固情况检查,只检查不能动,如发现问题,采取好措施再处理。
3)加强DCS控制装置、PLC控制装置的检查,做好模块工作状态、电源工作状态和通讯状态的检查。
4)加强热控设备电源装置的检查,开关状态,备用电源供电情况。
5)加强对热控汽水高压取样测点二次门、排污门、变送器接头进行巡检。
4、机务维护:
1)加强对制粉系统的磨煤机、给煤机的检查和维护,防止给煤机等设备因温度高或煤湿块煤而频繁跳闸,影响机组运行,针对雨水较多,入炉煤水分大,易造成给煤机断煤,煤仓蓬煤的现象,专业霍桑要,加强人力安排,保证及时疏松处理。
2)加强捞渣机、空压机、检查和日常维护,加强重要辅机的检查,保障重要辅机的正常运行。
3)检查所有吹灰器的运行情况,应无枪管变形、支撑松动的等现象,防止因卡涩而不能退出炉膛等意外事故的发生。
4)加强化学监督,如机组漏氢的检测等,加强对主变、高厂变和启备变的巡视和变压器油的试验和分析。
5)加强室外设备皮带机、斗轮机、翻车机下部皮带给煤机的维护检查,尽快修复故障推煤机械,确保输煤系统工作正常。
6)加强供油泵的维护,保证三台泵的相互备用,提供安全用油需要。
7)对设备可能出现的问题,进行事故预想,保证在设备出现异常时,人员能快速投入现场实施抢修,保证检修安全和缺陷的及时处理。
四、机组跳闸保证汽轮机安全停运措施
1.机组跳闸后检查汽轮机转速下降,各高中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门关闭;
2.检查交流润滑油泵联启正常,否则手动启动,润滑油压正常,交流润滑油泵故障时启动直流润滑油泵;
3.立即手动关闭低旁,关闭汽机侧所有疏水,保持再热汽压力,密切关注辅汽联箱及轴封供汽压力及温度,检查冷再至辅汽联箱调门正常,若故障通知技术支持部立即处理;
4.立即关闭辅汽联箱至除氧器、厂前区、炉侧用汽总门。
5.如辅汽联箱压力不能维持(≤0.4MPa),立即停运真空泵,打开凝汽器A、B侧真空破坏门,破坏真空,防止汽缸轴封处进冷气引发转子弯曲事故;
6.汽轮机转速2000rpm时检查顶轴油泵联启正常,联锁投入正常,否则手动启动;
7.及时调整主机润滑油温;
8.汽轮机转速到0投入盘车,退出轴封,监视盘车电流及偏心,进行汽轮机本体听音检查。
热机操作票
单位:
发电部编号:
操作开始时间:
年月日时分,
操作终结时间:
年月日时分。
操作任务:
机组跳闸极热态快速恢复操作票(单机运行)
序号
危险点预控
1
机组跳闸后处理及启动过程中防止轴封供汽中断,若经多方采取措施无效,轴封供汽不能保证,应立即停运真空泵,打开真空破坏门,破坏真空,防止汽缸轴封处进冷气。
根据机组启动需要,及时安排启动锅炉点火。
2
汽轮机冲转时主、再热蒸汽温度必须与汽轮机缸温相匹配。
3
汽机冲转过程中注意加强机组声音、各轴承振动、轴向位移、胀差、轴承金属的监视。
4
尽快恢复锅炉点火工作,并做好启动锅炉点火准备。
5
优先选择C层大油枪点火。
步骤
操作项目
√
操作时间
1
单台机组运行中突然跳闸,应密切关注辅汽联箱及轴封供汽压力及温度。
2
首先检查冷再至辅汽联箱控制阀在机组跳闸、四段抽汽电动门联锁关闭、辅汽联箱压力降低后,冷再至辅汽联箱调阀联锁开启,否则立即手动开启维持辅汽联箱及轴封供汽压力及温度,尽快关闭辅汽联箱至除氧器、厂前区、炉侧用汽总门。
3
检查锅炉给水电动门及旁路电动门关闭,及时启动电动给水泵再循环门全开运行,开启电泵出口门保持给水母管压力大于6MPa,向高旁提供冷却水源,及时手动微开高旁保证再热冷段汽源,确认凝汽器真空正常(真空低闭锁开启高、低压旁路),适当开启高旁维持冷再热蒸汽压力和温度正常。
4
检查汽机侧主、再热汽管道及阀体疏水气动门联动开启时,及时关闭。
5
检查低旁没有开启,否则立即手动关闭,保持冷再热汽压力,间接保持轴封供汽压力及温度正常。
6
得到值长机组极热态启动命令。
7
确认机组跳闸后,检查影响机组极热态启动的因素均已消除,已具备极热态启动条件。
8
检查所有附属系统运行正常。
9
吸、送风机吹扫锅炉10分钟后保持小风量运行,MFT信号复归后,尽快建立炉前油循环。
10
确认锅炉具备点火条件,制粉系统能够快速启动时,适当开启高旁和低旁阀缓慢泄压至主汽压力11.8MPa,再热蒸汽压力1.5MPa。
11
锅炉适当上水,分离器水位正常后,启动炉水泵建立启动循环流量,尽量保持小溢流阀小开度,锅炉快速投运C或B层油枪及制粉系统,加快投粉速度,尽量减缓锅炉水冷壁温降速度,待壁温回升后根据极热态启动曲线升温升压,及时启动第二套制粉系统增加燃料量。
启动磨煤机前根据辅汽联箱压力对制粉系统进行惰化,防止磨煤机爆燃。
12
锅炉点火后及时联系投入空预器吹灰(使用屏过后蒸汽)及声波吹灰。
13
锅炉升温升压速度严格按照热态启动曲线进行。
汽温升降速率不超过1.5℃/min。
另外,环境影响评价三个层次的意义,环境影响评价的资质管理、分类管理,建设项目环境影响评价的内容,规划环境影响评价文件的内容,环境价值的衡量还可能是将来考试的重点。
(三)安全评价的内容和分类
14
15价值=支付意愿=市场价格×消费量+消费者剩余
确认高、低压扩容器减温水开启并投入自动。
对于不同的评价单元,可根据评价的需要和单元特征选择不同的评价方法。
16
『正确答案』B确认低负荷喷水门开启并投入自动。
4.选择评价方法
17
18
(1)基础资料、数据的真实性;
确认低低旁三级减温水门开启。
(2)评价范围。
根据评价机构专业特长和工作能力,确定其相应的评价范围。
19
三、环境影响的经济损益分析锅炉燃烧正常后将发电机恢复冷备用。
20
待主蒸汽压力及温度稳定后,开启汽机侧主、再热汽管道、阀体、各段抽气管道疏水手动、气动门,逐步投入除氧器加热。
(6)环境影响评价结论的科学性。
21
若机组跳闸后,经多方采取措施无效,轴封供汽不能保证,应立即停运真空泵,打开真空破坏门,破坏真空,防止汽缸轴封处进冷气。
根据机组启动需要,及时安排启动锅炉点火,期间进行相应其他操作。
22
当烟温达580℃时,检查烟温探针自动退出正常。
23
检查主机油箱油位正常mm,排烟风机运行正常,主油箱内负压在100Pa以上,排烟风机联锁投入。
(在排烟风机出口未加出口逆止门的情况下,由于风门原因,排烟风机联锁暂不投入)
24
检查交流辅助润滑油泵运行正常,电流A,应≤103A,各轴承回油正常,系统无泄漏,润滑油母管压力MPa,应≮0.262MPa(DCS),直流事故油泵联锁投入。
25
检查启动油泵运行正常,电流A,应≤84A,系统无泄漏,主油泵出口母管压力MPa,在≮1.372MPa(DCS)。
26
根据油温情况,投入冷油器冷却水自动调节,维持油温在35~40℃之间。
27
检查发电机密封油系统运行正常,油氢压差0.056MPa,实际为
MPa。
润滑油至密封油系统紧急供油手动阀开启备用,直流密封油泵联锁投入。
28
检查发电机氢气系统运行正常,氢压MPa,氢气纯度在96%以上,实际%,氢气干燥器运行正常。
29
检查发电机定冷水系统运行正常,定子冷却水泵运行,电流A,应≤84A,定冷水进水压力在0.2~0.25MPa之间,实际为MPa,流量在90t/h左右,实际t/h。
30
检查主机盘车及顶轴油泵运行正常,顶轴油供油母管油压MPa,在15MPa左右,各轴承顶轴油压正常,并做好记录,油泵联锁投入,盘车电流正常,应≤31.6A,实际A,无晃动。
机组各轴承、轴封处及汽缸内无摩擦声,轴承金属温度及回油温度正常。
各轴承对应的顶轴油压正常。
轴承
单位
#3瓦
#4瓦
#5瓦
#6瓦
#7瓦
#8瓦
实际值
MPa
31
检查转子偏心度mm(<0.075mm)。
32
确认EH油箱油位正常mm。
EH油温正常,应大于20℃,否则应投入电加热器运行。
33
确认EH油泵运行正常,EH油压在11.2±0.2MPa,实际MPa,系统无泄漏,EH油泵联锁投入。
34
确认A小机油系统运行正常,调节油压MPa,润滑油压MPa。
35
确认B小机油系统运行正常,调节油压MPa,润滑油压MPa。
36
汽机冲转前,提升蒸汽参数期间,通过本机冷再来的辅汽联箱汽源将一台汽泵冲转至800rpm暖机。
37
检查汽机各项保护投入正确:
1)低压缸排汽温度高保护。
2)润滑油压低保护。
3)TSI超速保护。
4)EH油压低保护。
5)低真空保护。
6)安全油压低保护。
7)低旁>50%(负荷>50%,且高旁全关)保护。
8)轴向位移保护。
8)高、低压缸差胀保护。
9)支持轴承金属温度高保护。
10)高排金属温度高保护。
11)汽轮发电机轴振高保护。
12)MTS动作保护。
13)发电机跳闸保护。
14)锅炉主燃料跳闸保护。
15)远方停机按钮保护。
16)发电机断水保护。
38
检查汽机冲转参数符合要求:
1)主汽压力10MPa,实际MPa。
2)主汽温度500℃,实际℃,不低于高压缸最高金属温度50℃。
3)再热汽压力1.1MPa,实际MPa。
4)再热蒸汽温度480℃,实际℃。
不低于中压缸最高金属温度50℃。
5)凝汽器真空87KPa以上,实际KPa。
6)盘车运行正常。
7)转子偏心<0.075mm。
8)主机润滑油温40℃左右。
39
确认汽机TSI各项参数指示正常:
1)高中压外缸中压进汽处上半内、外壁温/℃。
2)高中压外缸中压进汽处下半内、外壁温/℃。
3)高压内缸下半内、外壁温/℃。
4)轴向位移为mm,应≤-1.05mm,≥+0.6mm。
5)高中压缸胀差mm,应在≤-5.3mm,≥+10.3mmmm之间。
6)低压缸胀差mm,应≤-4.6mm,≥+19.8mm在之间。
7)左/右侧绝对膨胀为/mm。
8)汽轮机轴承金属温度、回油温度等参数在正常范围内。
40
检查确认高、低压疏水联锁开关投入。
41
汽机冲转(汽机冲转时检查盘车脱开正常,否则立即打闸停机,手动脱开)(升速中注意监视TSI画面各参数正常)
1)选择“报警复位”,按“执行”。
2)选择“汽机复位”,按“执行”,则中压主汽门自动开启。
3)点击“启动方式”按钮,选择“中压缸”启动方式。
4)点击“阀位限制”,将限制值设定为“100%”。
5)点击“目标转速”,选择“3000r/min”。
6)点击“升速率”,选择“300r/min/min”汽机开始冲转。
7)检查顶轴油泵在2000r/min时联跳正常,投入备用。
42
升速过程中严格控制机组的振动符合要求,当有异常立即查明原因并进行处理。
过临界转速时瓦振不大于0.1mm,轴振不大于0.25mm,否则立即打闸停机。
严禁强行通过临界转速或降速暖机。
43
汽轮机冲转过程中,注意监视密封油母管压力,及时调整不小于0.8MPa。
44
升速过程中监视汽轮机振动、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度等参数在正常范围内。
45
汽轮机3000r/min定速后,确认主油泵出口油压≥1.372MPa且润滑油压正常:
MPa,停运启动油泵和辅助润滑油泵,投入备用。
46
全面检查情况正常后,汇报值长,准备并网。
47
发电机并网前确认机组主控负荷限制低限0MW,高限600MW。
48
按照发电机自动准同期并网操作票执行发电机并网操作。
49
发电机并网成功,自带30MW负荷,注意监视主、再热蒸汽温度及机组振动的变化情况。
50
投入“联关主汽门”保护压板。
51
检查发电机出口电压及6KV母线电压正常,必要时手动调节励磁。
52
发电机并网后按极热态启动曲线暖机和接带负荷。
负荷
MW
30
120
180
300
400
480
600
升负荷率
MW/min
30
6
9
15
15
15
15
主汽压力
MPa
10
10
10
12.5
按照滑压曲线
再热汽压力
MPa
1.1
1.1
2.21
主汽温度
℃
510
530
538
538
538
538
再热汽温
℃
490
510
566
566
566
566
53
退出封闭母线电加热运行。
54
调整发电机氢冷器冷却水,维持冷氢温度在45±1℃。
55
确认定子冷却水温度自动控制正常。
56
机组30MW负荷检查无异常,进行汽轮机切缸:
在汽机控制面板中点击“升负荷”,在操作端上点击“开始”,按“执行”(目标负荷120MW,升负荷率30MW/min),中压调节阀开启至80%时高压调节阀开始开启,汽机切缸开始,注意高旁动作情况,保持主汽压力稳定(切缸过程中检查高排逆止阀开启正常,密切注意高排金属温度变化,大于420℃停机)。
57
负荷达60MW时,确认以下疏水阀正常关闭:
1)主汽母管疏水和高旁管道疏水阀。
2)左、右高压主汽阀前疏水。
3)左、右高压主汽阀阀体和阀座疏水阀。
4)高压调节阀导汽管疏水阀。
58
机组负荷达120MW,高、低旁控制阀逐渐关闭至全关,汽机切缸完成。
59
手操汽机调门开度,汽轮机逐渐升压。
60
负荷达到120MW后,确认机组以下疏水阀关闭:
1)左、右中联阀前疏水阀
2)左、右中联阀阀座疏水阀。
3)再热热段、冷段母管疏水阀。
4)高排逆止阀前后疏水阀。
61
机组负荷达到150MW后,从低到高顺序开启汽机抽汽电动阀,依次投入#3、#1、#1高压加热器汽侧运行,控制各高加出水温升率≯3℃/min。
62
机组负荷以3MW/min升至160-180MW,给水由旁路切换为主路运行(切换过程中密切监视给水流量及贮水箱水位)。
63
并入一台汽泵与电泵并列运行,机组继续升负荷。
64
根据机组带负荷情况,及时投运第三套制粉系统。
65
随着负荷的增加,检查机组负荷292MW或贮水箱水位(因负荷增加)低炉水循环泵跳闸,此时省煤器入口流量已远大于锅炉断水保护流量,锅炉转入纯直流运行,湿态转干态运行参数,给水流量:
t/h,省煤器流量:
t/h,主蒸汽流量:
t/h。
(并将参数计入日志中)。
66
当四段抽汽压力达0.7MPa,可把辅汽联箱切为四段供汽,再热冷段汽源控制阀设定压力0.6MPa投自动备用。
67
机组负荷300MW,并入第二台汽动给水泵运行,电泵勺管位置35%,投入联动备用。
68
#3高加疏水压力大于除氧器压力0.3MPa时,将高加疏水倒至除氧器。
69
除氧器汽源由辅助蒸汽切为至四抽。
70
逐步退出全部油枪。
71
退出空预器连续吹灰。
72
联系投入电除尘高压柜运行,投入脱硫系统运行。
73
投入机组CCS控制方式。
74
将空预器密封调整装置手动调至合适位置(#1机组)。
75
通知化学改除氧为加氧运行方式,关闭除氧器排氧门。
76
将汽泵汽源切为四段抽汽供汽,再热冷段汽源备用(切换时注意汽源压力相近,尽量减少对汽泵及给水的扰动)。
77
机组负荷400MW,将发电机氢压补至额定值0.414MPa。
78
机组负荷420MW,进行主汽调阀切换,切换至新的滑压曲线。
79
机组负荷450MW,可根据需要投运第四套制粉系统。
80
负荷达到450MW后,视锅炉运行情况可进行锅炉全面吹灰。
81
负荷达到540MW后,主汽压力达到额定值,对机组汽水系统做全面检查。
82
负荷达到600MW负荷后,全面检查、调整机组各系统,使机组处于正常运行状态。
83
操作完毕汇报值长。
操作人:
监护人:
主值:
值长:
第至项值执行,操作人:
,监护人:
。
第至项值执行,操作人:
,监护人:
。
机组并网36小时后按照阀门排查表检查阀门内漏情况
#机组
启动后各疏、放水门内漏检查项目
阀体温度
内漏判断
1
主汽管道三通前疏水
2
主汽管道三通后疏水
3
左侧主汽阀上阀壳疏水
4
左侧主汽阀下阀壳疏水
5
右侧主汽阀上阀壳疏水
6
右侧主汽阀下阀壳疏水
7
高压导汽管疏水
8
一段抽汽逆止阀前疏水
9
一段抽汽逆止阀后疏水
10
一段抽汽电动阀后疏水
11
BDV阀入口管道疏水
12
二段抽汽逆止门后疏水
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