单机组泄漏处理预案.docx

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单机组泄漏处理预案

华能xxxx发电有限公司运行部

#8机组泄漏监视运行及紧急处理预案

运行部

2016年4月19日

#8机组泄漏监视运行及紧急处理预案

#8炉于3月17日3:

00检查发现56m处有泄漏，目前由于位置原因无法确认具体泄漏部位，初步判断为水冷壁泄漏，目前由于#8机组单机运行，经观察目前泄漏声音及运行各参数无明显发展变化，故#8机组暂维持运行，特制定以下维护措施：

1、监盘注意运行各参数变化及对比，主汽压力降压运行（-2MPa），每两小时记录一次相关参数（见附件1）。

发现参数异常及时汇报运行部。

2、电动给水泵处于良好备用状态。

3、每2h就地在IK01，IK03处测量噪音一次，并在就地记录表上登记。

发现明显增大及时汇报运行部。

4、#8机组柴油发电机处于良好备用，油位在高油位，#04启备变运行正常，保安段及直流系统正常。

柴油消防泵良好备用，油位在上限。

5、发生泄漏增大，需要停机按无辅助汽源正常停机处理。

（见附件2）

6、发生大量泄漏无法运行按无辅助汽源事故停机处理。

（见附件3）

7、发生厂用电中断按厂用电中断处理（见附件4）

8、#8机组消缺后启动按无辅助蒸汽启动操作进行（见附件5）

9、#8机组无辅助汽源停机、启动存在问题及安全风险预控措施

（见附件6）

附件一#8炉泄漏主要参数记录表

时间

负荷

给水流量

蒸汽流量

排烟温度（甲/乙）

引风机电流（甲/乙）

炉膛负压

左侧低过入口烟温1

左侧低再入口烟温1

泄漏报警（20/22）

01:

00

03:

00

05:

00

07:

00

09:

00

11:

00

13:

00

15:

00

17:

00

19:

00

21:

00

23:

00

附件2#8机组机组无辅助蒸汽停运正常停机

操作任务：

8机组无辅助蒸汽停运正常停机

值长

受令人

发令时间

年月日时分

操作开始时间

年月日时分

操作结束时间

年月日时分

序号

操作项目

执行（√）

结束时间

注意事项（危险点）及控制要点

一、停机前准备

1

得值长令：

#8机组因泄漏无辅助汽源正常停机。

通知各部门人员到位。

2

主值接到正常停机命令并明确停机的原因、时间和停机中需要采取的特殊措施后，通知各岗位做好停机前的准备。

机组停运应根据停运后的工作要求做不同的安排。

3

对机组进行全面检查，并进行机组缺陷统计。

准备好停机操作票。

4

检查电动给水泵#8机良好备用，冷却水正常（由改造后临时水源）。

电泵启动后必须检查投入改造后冷却水源

#8机柴油发电机试转正常，油位正常，检查#04启备变正常，直流系统正常。

防止切厂用失败失压，保证柴油发电机正常启动

5

对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，油库油位2.0m以上。

试投油枪正常。

发现缺陷及时通知检修处理。

6

利用蒸汽加热#1、2尿素溶液贮液罐温度至70℃。

停运石灰石粉厂及至20万汽源。

7

停炉前进行炉膛、受热面吹灰一次；投入空预器蒸汽吹灰（冷再汽源），直到锅炉熄火。

负荷440MW停止炉膛、受热面吹灰.

8

分别进行主机交流润滑油泵、启动油泵、直流事故油泵、顶轴油泵、直流事故密封油泵、小汽机备用润滑油泵、直流油泵试转，主机盘车方向试转正确。

任一油泵不能启动或油压不正常，非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后才允许停运。

9

检查空预器间隙在上限位。

10

通知石灰石粉厂解列石灰石粉厂供汽，通知化学解列生加汽侧。

关闭#8机辅汽联箱供辅汽联络管电动门。

11

通知CEMS小组#8机准备停机。

12

检查各主汽门、调门和抽汽逆止门灵活、无卡涩现象，控制气源正常；

若任一阀门活动试验时有卡涩现象，停机时应做好防超速措施。

二、减负荷至解列

序号

操作项目

执行（√）

结束时间

注意事项（危险点）及控制要点

1

接值长减负荷令，停用机组AGC控制，检查机组处于CCS和滑压运行方式，在协调控制画面上设定目标负荷为311MW（50%），以16MW/min（2.5%/min）的速率开始减负荷。

减负荷阶段注意事项：

1）根据正常停机曲线，监视汽温、汽压、胀差、高中缸膨胀、轴移、振动等参数，及时调整，必要时停留暖机。

2）加强对风量、中间点温度及主蒸汽温度的监视。

若自动失灵，应及时切为手动调整。

3）应监视高排和中压缸排汽压力和温度，必须保证50℃的过热度。

4）应保持高、低加水位的稳定。

2

降低负荷时，监视所有给煤机煤量均降至50%时，将A层微油油枪投入，A套制粉系统切至“微油模式”。

1.注意监视各磨煤机出口温度变化，防止自动调整不及时造成跳磨。

2.投油开始空预器必须连续吹灰。

3

负荷560MW（90%）时，观察机组由定压区域进入滑压区域，主汽压力随着机组负荷以1.0MPa/min的速率同步下降。

4

负荷400MW，检查主机轴封压力正常。

轴封压力50~55kPa。

5

负荷减至311MW（50%），保持15min。

检查主汽压力12MPa，主、再热汽温保持在额定值。

停机过程中汽机、锅炉要协调好，降温、降压不应有回升现象。

蒸汽参数下降速度严格按正常停机曲线进行。

注意主、再热汽温至少要有50℃的过热度，汽温在5min内急剧下降50℃，应打闸停机。

负荷下降过程中及时调整除氧器、凝汽器水位正常。

6

脱硝装置入口烟温降至300℃以下，停运尿素喷枪，停运热解炉。

减负荷前及时通知CMS维保及热控

6

负荷311MW以下，停运8A汽动给水泵组。

启动电动给水泵旋转备用。

全开冷再至辅汽联箱调整门。

记录再热器压力及辅汽联箱压力、轴封供汽调节阀开度，联系老厂关闭#01门，开启#8机组冷再至老厂联络管供汽门暖管后逐步投入运行，倒至#8机辅汽联箱。

通知石灰石粉厂停运，解列汽源。

1）注意给水压力和流量正常。

2）停给水泵时注意调整给水流量和燃烧，防止汽温突升或突降。

7

负荷降至249MW（40%）。

投入A磨微油。

注意监视小机调阀开度不超过60%，否则并入电泵运行，开启电泵出口门及电泵出口至#8机组电动门。

记录再热器压力及辅汽联箱压力、轴封供汽调节阀开度、四段抽汽压力。

1）投油枪过程中密切监视燃油压力的波动，防止油压过低造成OFT。

2）轴封压力50~55kPa。

3）投油时注意空预器吹灰连续进行。

9

设定目标负荷为220MW（34%），以9.6MW/min（1.5%/min）的速率继续减负荷。

主汽压力随着机组负荷以0.25～0.26MPa/min的速率同步下降；主汽温以1.1～1.2℃/min、再热汽温以1.6～1.7℃/min的速率开始滑降。

注意控制汽温下降速度。

14

机组负荷减至220MW（34%），保留3台磨煤机，保持20min。

检查主汽压力10.6MPa，主汽温以1.1～1.2℃/min、再热汽温以1.6～1.7℃/min的速率继续滑降（主汽温度降至520℃；再热蒸汽温度降至500℃）。

加强锅炉排烟温度监视，防止尾部烟道再燃烧。

记录再热器压力及辅汽联箱压力、轴封供汽调节阀开度、四段抽汽压力。

轴封供汽调节阀开度不大于70%。

15

将厂用电由厂高变倒换为#04启备变供电。

（详见操作票）

通知各岗位注意6KV、380V辅机运行情况；检查＃04启备变接带负荷运行良好。

16

负荷210MW时逐步开始解列高加。

注意主蒸汽温度

17

煤量90t/h，退出炉主控自动，切TF方式运行。

18

负荷减到186MW（30%），检查低压疏水阀组自动开启。

19

调整锅炉燃料量、风量，保留2套制粉系统运行。

20

负荷降至186MW（30%）时，主汽压力降至8.73MPa，机组转入定压运行。

严格控制好高中压缸轴封的温度和压力，尤其高温轴封温度不能过低，避免高压转子冷却过快。

21

小机调门开度>90%,停8B小机，切给水旁路运行，电泵供水正常，投入旁路调阀自动。

切换过程中注意维持给水流量稳定，根据给水流量控制燃料量，维持中间点温度正常，保证汽温正常。

（修改）

22

密切注意辅汽压力及轴封供汽正常。

轴封压力45~55kPa

23

当锅炉由干态转为湿态运行后，控制分离器出口压力不大于12MPa，关闭361阀暖管阀，当贮水罐中水位达到2350mm，开启361阀至凝汽器电动门，检查361阀在自动，检查给水流量维持在535t/h。

23

监视361阀逐渐开启，控制贮水罐水位正常。

监视分离器水位和361阀开度，防止过热器进水。

24

负荷150MW，停止四抽至辅汽联箱及四抽至除氧器供汽。

注意辅汽联箱压力及轴封压力

25

减负荷中密切注意轴封供汽压力，不能维持时，立即开启高低旁5%，迅速打闸，发电机联跳，锅炉未MFT，用高低旁维持再热器压力1.0MPa，维持轴封供汽。

26

汇报值长，发电机做解列准备。

27

负荷126MW（20%）时，检查主机中压疏水阀应自动打开，否则手动打开。

28

负荷93MW时，保留A制粉系统运行，投入高、低压旁路运行（开度大于5%。

注意旁路系统一、二、三级减温水调整正常，检查低压排汽缸喷水应自动投入，控制低压缸排汽温度不大于65℃。

29

负荷93MW（15%）。

启动主机交流润滑油泵、启动油泵运行，检查其运行正常。

防止停机时断油烧瓦。

30

负荷62MW,检查主机高压疏水阀组自动开启。

31

投入发电机启停机及误上电保护压板。

32

得值长令：

手动汽轮机打闸，检查发电机联跳。

33

发电机程跳逆功率保护动作解列发变组，检查发变组出口开关跳闸，灭磁开关跳闸，发电机三相定子电流指示为零，发电机定子电压、励磁电压、励磁电流下降至零。

确认发变组出口开关、励磁开关已断开，位置指示正确。

汽机打闸，确认程序跳闸逆功率动作正常。

如逆功率不动作，应立即手动拉开发变组出口开关。

34

汽机跳闸声光报警发出，检查高、中压主汽门、调门全部关闭，所有抽汽逆止阀、抽汽电动门和高排逆止阀关闭，VV阀、BDV阀自动开启。

检查汽机转速下降。

注意润滑油压正常。

35

调节高、低旁阀，保持再热器压力1.0MPa，轴封供汽压力、温度正常。

轴封压力45~55kPa，温度260~320

汽机转速到0，加运主机盘车正常，关闭汽机高、中压疏水，切断所有供往凝汽器汽源，辅汽联箱疏水、361阀倒至炉疏水扩容器。