保机组保供热安全技术措施Word格式.docx

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复审人

批准人

有否修订

A/0

娄跃明

A/1版修订改动内容：

监督实施及完善检查人

监督实施及完善执行人

1　锅炉灭火

1.1　灭火后处理：

1.1.1当锅炉发生灭火，集控人员要沉着冷静，稳中要快，切勿慌张。

尤其值长、机长要把握重点环节，做好重要操作监护工作，热工配合迅速确定动作原因。

1.1.2汽机根据负荷及主汽压力快速减负荷，变负荷率设定时，可长按增加、减少键变负荷率翻倍增加、减少。

当机组负荷在300MW以上工况时，应以100MW-150MW的速率快速减负荷，在减负荷过程中根据主蒸汽压力下降速度及时调整降负荷率，严禁出现高压低温现象。

当负荷减至80MW时，减负荷率不得超过20MW/min，当负荷减至20MW时，减负荷率不得超过5MW/min。

注：

1、负荷不要低于5MW，防止逆功率保护动作，逆功率保护动作值－3MW。

2、减负荷过程中严禁开启高、低旁。

3、监视高压缸透平压比变化，在较低的负荷工况尤其注意。

1.1.2关闭供热抽汽快关阀、逆止阀、供热总门，停止热网疏水泵。

1.1.3保水位。

锅炉灭火后，先保汽包水位，杜绝汽包满水、汽轮机水冲击或汽包干锅事故。

（灭火后汽包虚假水位，先下降后迅速上升，操作员应快减运行电泵勺管，待水位上升速度减缓开始下降时，再适当增加勺管，保持水位－100~0mm，适当开启给水泵再循环）。

1.1.4燃烧调整人员检查MFT保护联动正常，减温水总门联关，制粉系统、一次风机跳闸，确认火焰电视、等离子电视无火。

检查灭火首出，如无影响点火条件时，及时启动吹扫。

（注：

当强制吹扫时，值长仍要把握通风吹扫时间，防止锅炉爆燃）。

1.1.5及时调节送、引风，降总风量至400Km3/h左右，维持锅炉蓄热，减缓汽温下降速度。

1.1.6将辅汽汽源倒至邻机带，若单机运行当负荷低于66MW时，将汽封汽源切换至冷再汽源，调整轴封压力106－116kpa，轴封供汽温度在121-177℃，关闭冷再至辅汽电动阀、调节阀，并通知启动炉提高温度、压力，温度大于260℃，压力不低于0.6Mpa。

1.1.7倒厂用。

将6KV工作电源倒至备用电源，防止机组跳闸后，快切装置不能正常动作，造成厂用失电。

必须两人进行，有专人监护）

1.1.8灭火后要及时联系相关部门人员当场，点火前必须联系热工人员在工程师站解除汽包水位保护。

点火后，加强汽包水位调节和监护，做好虚假水位干扰严重的心理准备。

1.1.9负荷低于66MW，主汽温度低于480℃时，开启主蒸汽管道疏水；

全开高、低加热器事故疏水阀，保持低水位运行；

开启低压缸喷水调阀，保持低压缸排汽温度不大于90℃。

1.1.10调节机组背压，冬季运行当背压低于8kpa时停止全部或部分空冷岛风机。

1.1.11严密监视TSI参数，重点是机组振动、轴向位移、胀差、缸温等，发现异常立即汇报，达到跳闸值立即打闸停机。

1.1.12监视调节除氧器、排汽装置水位，保持排汽装置水位不低于1900mm，最高不高于2500mm；

并调整凝结水压力正常，检查凝结水再循环正常开启。

1.1.13灭火后由于设备或其它原因，不能及时点火时，需一段时间处理时，要及时开启旁路系统暖管门，进行旁路暖管，以备在汽温低时，可以通过旁路拉高汽温，减少汽轮机进冷汽量。

1.1.14派专人调整润滑油温，油温保持在38－45℃。

1.2点火恢复：

1.2.1锅炉吹扫结束，等离子进行拉弧，检查A层（B层）等离子启弧电流290A左右，启弧电压280V左右，检查就地载体风压力6～7KPa之间。

1.2.2磨煤机打通风道，防止一次风系统超压，膨胀节损坏。

（开煤阀、开磨煤机冷风调门、混风调门、混风关断门）。

1.2.3启动密封风机，启动一次风机，调整一次风压5.5KPa,密封风母管压力8.5KPa。

点火时控制二次风压在0.7～0.8KPa，总风量在400KM3/h。

1.2.4调整A、B磨出口温度正常，开启磨煤机混风调门，控制磨煤机出口一次风压在0.8KPa、一次风速在14～17m/s之间，提升磨辊，启动磨煤机甩渣一分钟，启动给煤机，降磨辊（防止制粉系统爆炸）。

启动磨煤机点火，初始煤量10~15T。

1.2.5调整将要启动层（A或B）燃烧器风门周界风、辅助风在20％~25%。

1.2.6点火时，汽包水位保持低水位，可调至－200~－100mm。

1.2.7点火后，要检查炉膛和等离子电视是否有火，若确认无火，立即手动MFT。

1.2.8点火后，根据主汽压力变化速度，缓慢增加负荷，但要严密监视DEH、TSI、ETS所有参数，如发现振动、瓦振、轴位移变化时，立即停止加负荷。

1.2.9点火正常后及时调整风量、粉量，保持炉升温、升压速度、负荷变化平稳。

1.3点火后主、再热汽温的控制：

1.3.1灭火后，首先选择B磨启动，加煤量至15T/H，调整燃烧稳定。

1.3.2锅炉点火正常、强化燃烧时，要防止虚假水位造成汽包水位突升，引发二次灭火事故。

1.3.3第一台磨煤机煤量加至30吨/小时以上时，方允许启动第二台磨煤机。

启动时，要求先开煤阀、开混风门、开冷风门进行磨组通风，提磨辊，待条件运行后，方可启动磨煤机，甩渣3分钟以上（防止磨煤机、粉管内积存煤阀造成锅炉爆燃事故）。

1.3.4点火正常后，调整二次风门开度，开启AA层、运行磨的周界风门开度至40％，关小上层二次风门至20％。

1.3.5锅炉点火正常后，需加强锅炉主、再热汽温监视。

炉侧后屏过出口蒸汽温度低于480℃时，禁止开启一级减温水各门。

炉侧主汽温度未达到500℃，禁止开启过热器二级减温门。

炉侧屏再出口蒸汽温度低于470℃时，禁止开启再热器减温水各门。

1.3.6锅炉点火正常后，主汽压力、温度升高、注意控制机组负荷在20－30MW间，保持汽温稳定升高，在炉侧主汽、再热器温度无明显升高，主、再热汽温未达到500℃以上时，机组禁止加负荷。

1.3.7锅炉点火正常后，为保持汽温，要及时增加上排磨组煤量，快速恢复主、再热汽温。

1.3.8锅炉灭火后，机长、值长要充分发挥指挥、协调的作用，在确保机组、设备安全的情况下，要做到平稳、有序的恢复，确保机组安全。

2　机组异常跳闸处理

2.1当发生汽机跳闸，集控人员要沉着冷静，稳中要快，切勿慌张。

2.2检查主汽门、调速汽门、高排逆止门、各段抽汽电动门及逆止门、左右侧供热抽汽快关门关闭（供暖工况），机组转速下降，发电机解列，锅炉MFT。

2.3检查大机交流油泵联启，润滑油压大于0.13Mpa，否则立即手动启动交、直流油泵。

2.4停运热网疏水泵。

2.5检查机组跳闸首出原因，原因不明，严禁复位跳闸首出，严禁汽机挂闸、冲车。

2.6将辅汽汽源倒至邻机带，若单机运行将汽封汽源切换至冷再供，调整轴封压力至106~116kpa之间，轴封供汽温度在121-177℃之间，关闭冷再至辅汽电动阀、调节阀，并通知启动炉提高温度、压力，温度大于260℃，压力不低于0.6Mpa。

2.7快切装置动作，将6KV工作电源切至备用电源，检查6KV母线电压正常。

2.8开启低压缸喷水、本疏扩、事故疏水扩减温水门。

2.9调节除氧器、排汽装置水位，保持排汽装置水位不低于1900mm，最高不高于2500mm；

2.10旁路暖管，开低旁防止再热器超压，严禁开启高旁。

2.11关闭主、再热蒸汽管道疏水气动门（现手动门已关闭），开启内外缸及导汽管疏水门。

2.12转速降至1500rpm，顶轴油泵联启，否则应立即手动启动。

2.13将除氧器汽源切至辅汽。

2.14转子静止后启动盘车，检查盘车电流正常，电流无波动现象。

2.15派专人调整润滑油温，油温保持在38－45℃。

2.16调节机组背压，冬季运行当背压低于8kpa时停止全部或部分空冷岛风机。

2.17严密监视TSI参数，重点是润滑油压、顶轴油压、缸温等，发现异常立即汇报，并做好防止汽缸进水、进冷汽的措施。

2.18不影响机组启动的原因消除后，尽快恢复锅炉点火。

3　热网加热器泄漏处理

3.1机组汽水指标超标，应立即将对应加热器疏水倒至定排，降低该机组供热蒸汽流量，同时联系化学进行取样化验加热器疏水水质。

4.2降低循环水流量不超过7500T/H。

4.3隔离泄漏加热器汽、水侧，做好安全措施，立即联系检修进行加热器堵漏。

4　热网循环水压力缓慢下降处理

4.1加大补水泵流量，压力仍低时启动备用补水泵。

4.2检查热网除氧器水位及补水泵运行情况，若由于热网除氧器水位低造成，应立即通知化学启动淡水泵向除氧器补水，同时开启消防水至热网补水手动门。

4.3检查机组汽水指标是否正常，若汽水指标严重超标，应立即将对应加热器疏水倒至定排，降低该机组供热蒸汽流量，同时联系化学进行取样化验加热器疏水水质。

4.4检查循环水管道及管道上所有的阀门是否误开或冻裂。

4.5询问热力公司并向其说明原因，若二级站有操作应立即停止，当压力补至正常后，方可允许再次操作，但操作时必须得到值长许可。

4.6若系统大量补水后压力仍在下降，应及时关小加热器进汽门，降低供热温度，降低循环水流量。

5热网加热器及疏水管道振动处理

5.1检查热网加热器是否无水位运行，同时检查疏水泵运行情况，若疏水泵发生汽化立即调整加热器水位并调整疏水泵运行频率。

5.2检查热网循环水泵运行是否正常，供、回水压力及流量是否存在大幅波动，否则立即关小加热器进汽门，开启加热器水侧放空气门，待振动消失后缓慢恢复至正常。

5.3当机组增加负荷较多时，应及时调整加热器进汽量，防止加热器产生水塞而发生振动。

5.4若加热器及管道发生剧烈振动，并严重危胁设备安全时立即停运加热器汽侧。

6换热站大面积停运

6.1发生热网回水温度快速上升时，立即关小供热总门，控制循环水回水温度不超过70℃，各加热器出口水温不超过130℃。

6.2当换热站跳闸设备投运后，根据供、回水温度缓慢开大供热总门。

6.3供热抽汽量减小后，应适当开大中压缸排汽蝶阀。

6.4询问二级站设备跳闸原因，并做好记录。

7　热网疏水泵跳闸处理

7.1当环境温度很低，热网供热负荷较大时，每台机组需两台热网疏水泵并联运行，若跳闸一台，备用泵未联启，应立即降低供热蒸汽流量至250T/H以下，同时加大运行泵出力，控制加热器水位在正常范围内。

7.2若热网疏水泵全部跳闸，立即停运热网加热器汽侧，同时全开中压缸排汽蝶阀。

当加热器水位高于+800mm时，联开危急疏水。

7.3适当开大中压缸排汽蝶阀，防止中压缸末级叶片过负荷，同时调整机组负荷稳定，监视机组背压情况。

7.4调整机组除氧器水位在正常范围内。

8　循环水泵跳闸处理

8.1热网正常运行时循环水泵四台运行，一台备用，当发生一台循环水泵跳闸时，立即关小供热蒸汽总门，降低供热蒸汽流量，同时调整供热循环水量7000-7500T/H。

启动备用循环水泵，缓慢调整供热循环水量及供水温度正常，并查找循环水泵跳闸原因。

8.2当发生两台循环水泵跳闸时，立即关闭供热蒸汽总门，同时调整供热循环水量4500-5000T/H。

启动备用循环水泵，缓慢调整供热循环水量7000-7500T/H，再缓慢提高供热温度至正常，但供水温度不超130℃，回水温度不超70℃。

8.3当循环水泵全部跳闸后，立即关闭供热蒸汽总门，查找循环水泵跳闸原因，尽快恢复循环水泵运行。

恢复时先恢复加热器水侧运行正常后，再恢复加热器汽侧运行。

8.4发生以上情况时及时汇报热力公司领导。

9　供热蒸汽管道爆破

9.1立即启动城市供热中断事故预案，汇报相关领导及检修人员，组织人员进行抢修。

9.2启动凝输泵加强机组补水，密切注意排汽装置水位变化。

9.3缓慢关闭液压供热总门，同时缓慢开启中压缸排汽液控蝶阀至全开位，加强监视机组背压，处理过程中避免机组负荷大幅波动。

9.4停止热网疏水泵。

9.5关闭左、右侧供热快关阀及逆止阀，关闭热网加热器进汽电动门，断开电源、气源、关闭快关阀控制油源并做好安全措施。

9.6若供热蒸汽管道破裂严重，严重危胁机组安全运行，应立即停运热网加热器汽侧，并做好安全措施。

9.7汇报热电公司及热力公司领导。

10　热网一次循环水管道泄漏处理

10.1热网一次水管道泄漏后，立即加大补水，启动热网补水泵，并开启消防水补水手动门，维持回水压力不低于0.1Mpa。

10.2立即启动城市供热中断事故预案，汇报相关领导及检修人员，组织人员进行抢修。

10.3立即通知热力公司全管线进行检查，令其停止各换热站所有一补二阀门，同时进行厂区内一级管网检查。

10.4若经大量补水回水压力仍在降低，立即关小供热抽汽总门，控制供水温度不超80℃，降低循环水流量至5000-6000T/H,做好随时停运热网汽、水侧的准备。

10.5缓慢开启中压缸排汽蝶阀，控制机组负荷稳定，并监视机组背压的变化。

10.6若回水压力降至0.05Mpa，关闭＃1、2机供热抽汽总门，开启供热蒸汽管道疏水门，停止热网疏水泵。

10.7若回水压力降至0Mpa，停运热网循环泵运行，停止热网补水，并加强中水池蓄水工作。

9.10.8热力公司查找到泄漏点后，立即进行隔离，隔离完毕后通知集控值长，进行热网系统补水。

10.9若泄漏点发生在厂区内部应立即进行系统隔离或带压堵漏工作，尽快消除漏点。

10.10漏点消除后，当回水压力补至0.1Mpa时，缓慢逐个启动热网循环泵运行，并按要求投运热网加热器汽侧。

供热系统运行中的检查

1.热网补水除氧器正常水位维持在1800mm－2150mm。

2.注意热网供回水温度、压力、流量、热量的监视，要特别监视供水流量、回水流量、总热量等参数，当表计失灵时及时联系热工处理。

3.注意各管道焊口、法兰、阀门盘根有无泄露、渗漏现象，保持各地沟清洁，排污坑不积水。

4.循环水泵及疏水泵电流不超过额定值，出口压力、电动机温度、振动应正常，盘根不发热，回水畅通，轴承内部无异音，备用泵处于良好的备用状态。

5.检查循环泵、疏水泵轴承油位正常，油质良好，无渗漏现象.检查电动机接地线完整。

6.城市供热回水旋转滤网进、出口差压小于0.2Ｍap。

定期进行旋转滤网排污工作，操作时先将回水压力补至0.25-0.3Ｍap，然后开启排污门至1/4-1/3进行排污，操作结束后旋转滤网控制柜停电，每天上午班进行一次。

7.热网回水温度不超过65℃，回水压力0.15-0.3Mpa之间，供水温度不超130℃，供水压力最高不超过1.1Map。

8.机组正常运行时，密切监视汽水指标变化，当指标发生变化时，认真分析原因，及时隔离系统，防止指标恶化。

9.确保热网安全稳定运行，杜绝人为误操作或监盘不到位等原因造成的热网停运，热网设备损坏事故，操作时必须有监护人。

10.热网加热器严禁无水位运行，正常运行时水位保持在200－500mm。

11.城市供热快关门、逆止门、供热总门、加热器危急疏水门动作正常，影响到城市供热的缺陷及时联系消缺。