火力发电机组反事故技术措施资料汇编.docx

1、火力发电机组反事故技术措施资料汇编 火力发电机组反事故技术措施资料汇编1. 防止汽轮机烧瓦事故的技术措施1.1 机组检修后或启动中1.1.1 机组检修后启动前，在冷油器充油和油系统投运前，各油箱油位应符合规程要求，并将各冷油器充油后，将冷油器进出口油门开启。1.1.2 油质不合格或机组启动时油温低于35时禁止机组启动。1.1.3 直流油泵的直流电源系统应有足够的容量（至少满足该泵维持60分钟以上的额定负荷），其各级熔断器应合理配置。在机组故障时，不可使熔断器熔断使直流油泵失去电源。交流油泵应有可靠的自投备用电源。1.1.4 任何一台油泵工作失常时，禁止机组启动。1.1.5 油系统投入后，应认真

2、检查油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，要求装设齐全、指示正确。当汽轮机转速达200r/min或润滑油压0.03Mpa检查低油压保护自动投入。1.1.6 投盘车前开启盘车油门、顶轴油泵，大修后需确认大轴顶起高度为0.06mm0.1mm。1.1.7 机组启动中应及时调整油温，严禁油温大幅度摆动。1.2 机组运行中1.2.1 运行中油系统进行切换（如冷油器、辅助油泵、滤网等），必须在机组长的监护下按操作标准进行操作，操作中必须排尽各处空气并严密监视润滑油压的变化。1.2.2 在机组长的监护下，每星期进行一次辅助油泵的开停试验。试验结束后，备用油泵的出口门必须在开启状态。1.2.3 定期试验低油

3、压联动装置，润滑油压的数值以汽轮机中心线标高距冷油器最远的轴瓦为准，运行中低油压保护退出时，必须由总工批准。1.2.4 各油箱油位保持正常，主油箱滤网前后油位差达100mm时，即时通知有关部门进行清理。润滑油高位补充油箱必须充满合格的润滑油。1.2.5 保持润滑油压在0.0960.123Mpa之间。1.2.6 发现下列情况之一者，应立即停机1.2.6.1 推力轴承温度高107。1.2.6.2 支持轴承温度高113。1.2.6.3 轴承冒烟1.2.6.4 润滑油压低0.06Mpa，同时直流油泵联起。1.2.6.5 油箱油位低270mm补油无效。1.3 停机中1.3.1 机组正常停机前应对各油泵进

4、行试验，并对交、直流辅助油泵进行全容量的起动、联锁试验。1.3.2 机组惰走至1200r/min时检查盘车电磁阀及顶轴油泵应自投，否则，手动开启。1.3.3 机组盘车期间低油压保护必须投入，交流润滑油泵运行时，直流油泵不得退出备用。1.3.4 正常盘车期间，当汽缸温度在149以上时不可中断盘车和油循环，如有特殊需要而停盘车和油循环，应有付总工程师及以上领导批准后，按集控运行规程要求执行。1.3.5 机组惰走或盘车过程中，严密监视密封油压的变化。1.4 机组启动、停机、正常运行中严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超标时，应按规程果断处理。2. 防止汽轮机严重超速的技术措施2.1 在额

5、定参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器转速以下。2.2 各种超速保护均能正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动。2.3 机组大小修后应做调速系统的静态试验或仿真试验，保证调节系统的速度变动率44.5%；迟缓率0.2%2.4 机组的转速表显示不正确或失效时，严禁机组启动，运行中的机组在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。2.5 透平油和抗燃油的油质应合格，油质不合格时，严禁机组启动。2.6 正常停机时，先打闸，检查有功功率到零，千瓦表停转或逆转后，方可解列发电机，或用逆功率保护动作停机。严禁带负荷解列。2.7 机组大修后，停机

6、一个月以上再启动，甩负荷试验前，运行2000小时（可用充油试验代替）后必须做超速试验。2.7.1 超速试验应由值长统一主持指挥，发电、设备部高级主管参加。2.7.2 危急保安器动作转速定为额定转速的108%110%。2.8 机组运行中应经常化验油质，确保油质合格。2.9 高中压自动主汽门、调速汽门开关灵活，严密性试验合格。机组大修后，甩负荷试验前必须做汽门严密性试验。2.10 定期做好如下试验2.10.1 进行阀门的松动试验。试验时，应在机组长主持下进行。2.10.2 每月进行一次抽汽逆止门活动试验。2.10.3 机组正常运行不具备做超速试验应由喷油试验代替。2.11 运行中发现主、调汽门卡涩

7、时，通知有关人员设法消除。运行中不能消除应停机处理。2.12 在升负荷过程中，当发现负荷升不上去，判断为汽门卡涩后，应先减负荷后增负荷进行汽门活动。2.13 每次停机打闸后，检查主、调汽门，抽汽逆止门应关闭严密。3. 防止汽轮机组大轴弯曲的技术措施3.1 汽轮机冲转前必须检查大轴偏心度0.076mm，大轴晃动值不超过原始值的0.02 mm。汽轮机大修后启动时，必须用千分表在每个轴承挡油环上测量主轴的跳动量0.0254mm。3.2 汽缸上下缸温差（指调端高压缸上下部排汽区；中压缸上下两端排汽区）42汽轮机组禁止启动。主汽阀入口温度至少具有56的过热度。3.3 机组冷、热态启动应按“启动时主蒸汽参

8、数”、“冷态启动转子加热规程”、“热态启动推荐值”图表曲线进行。3.4 在任何情况下，汽轮机第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度低56或高111。3.5 热态启动时，应先送汽封后抽真空，汽封送汽前必须充分疏水，确认管道无水后才可向汽封送汽。3.6 汽封供汽必须具有14以上的过热度，低压供汽封汽温度控制在121177之间。3.7 机组未盘车前禁止向汽封供汽。3.8 当高、中压汽封供汽温度小于150或汽封供汽温度与调端高压缸端壁温差小于85时，检查汽封喷水应关闭。3.9 在机组启动过程中，按“汽轮机转速保持推荐值”“冷态转子加热规程” “热态启动推荐值”曲线进行暖机，暖机时间由中压缸进汽温度达到2

9、60时开始计算。3.10 在机组启动过程中，要有专人监视汽轮机组各轴瓦振动，汽轮的轴振动应在0.125mm以下，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.254mm时立即打闸停机。严禁强行通过临界转速或降速暖机。3.11 机组运行过程中轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.254mm应立即打闸停机；当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.05mm时，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。3.12 按集控运行规程，当发现有汽轮机水冲击现象时，立即打闸停机。3.13 所有高、低加、除氧

10、器水位保护应投入运行且定期试验，发现加热器泄漏时，应立即停止加热器运行并将抽汽逆止门关闭。3.14 停机后应按及时投入盘车，当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时通知各有关部门及领导，查明原因及时处理。如发生汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车1800进行直轴。当盘车不动时，严禁用吊车强行盘车。停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车1800，待盘车正常后及时投入连续盘车。3.15 机组启动、运行、停机过程中，按防止汽轮机进冷汽、冷水技术措施严格执行，开关各汽

11、水阀门时严防蒸汽、冷空气、疏水、凝结水进入抽汽管、漏汽管、或疏水管返回汽缸。3.16 每班应校对一次除氧器、加热器就地水位表与CRT上水位指示值。4. 防止汽缸进冷汽冷水的技术措施4.1 汽轮机组启动、运行、停机过程中防进水保护必须投入运行。4.2 锅炉灭火后应立即关闭各减温水电动门、调整门。4.3 锅炉灭火后，在旁路系统停止运行后，关闭给水泵中间抽头门。4.4 停机后，检查各段抽汽逆止门、电动门和凝汽器补水门应关闭。凝结水补充水泵应切除联锁改为手动控制。4.5 严密监视凝汽器、各加热器、除氧器水位，不得超过正常水位，其溢流、危急疏水应投入自动并定期校验。各加热器水位保护不得退出。4.6 对疏

12、水阀开关的要求4.6.1 机组停机后尚未冷却之前必须开启。4.6.2 机组启动及轴封供汽之前开启。4.6.3 负荷10%额定负荷，再热主汽阀前疏水阀开启。4.6.4 负荷20%额定负荷，再热调节阀前疏水阀开启。4.6.5 负荷降至10%额定负荷，打开再热主汽阀前疏水阀。4.6.6 负荷降至20%额定负荷，打开再热调节阀前疏水阀。4.7 汽轮机停止后每1小时检查并记录一次以下参数直到高压缸第一级金属温度低于150。4.7.1 高压缸上下温差。4.7.2 中压缸上下温差。4.7.3 盘车电流及其晃动值。4.7.4 转子偏心度。4.7.5 胀差。4.7.6 汽缸膨胀。4.7.7 复水器水位。5. 防

13、止油系统着火技术措施5.1 油系统管道法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。5.2 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁门。5.3 油管道的法兰、阀门及可能漏油的部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其它热体的保温应坚固完整并包好铁皮。5.4 事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并应有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。5.5 机组油系统管道的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。油系统的排烟风机要保证运行良好，排烟风机系统的疏油水门要

14、每班排放污油水一次。轴承箱负压维持在2040mmH2o柱。5.6 事故放油池应每月检查一次，发现内部积水应立即通知有关部门进行处理。5.7 经常检查润滑油管道不漏油，密封油差压阀、平衡阀工作正常，各油系统母管油压在正常范围内。5.8 油系统运行区域，要有足够的消防设施。如：沙箱、灭火器等。6. 防止除氧器超压爆破的技术措施6.1 由压力容器监察工程师组织在机组大修后或运行三个月按压力容器定期校验的有关规定进行各安全门的整定校验工作。除氧器安全门整定值为0.97Mpa。辅助蒸汽联箱安全门整定压力为：1.47Mpa6.2 机组启动时应试验除氧器进汽门、脱氧门开关灵活。6.3 除氧器正常运行中滑压运

15、行。调整辅助蒸汽联箱压力在0.481.18 Mpa之间。6.4 当汽轮机四段抽汽压力大于0.147Mpa时，检查辅助蒸汽到除氧器供汽门关闭。6.5 正常运行时，经常监视除氧器压力调节阀的工作情况，除氧器压力不得大于汽轮机四段抽汽压力。6.6 严禁在任何一个安全门不严密或误动情况下，闭锁安全门。6.7 每班至少进行一次除氧器就地和远方压力仪表的校验工作。6.8 机组在停机状态下，除氧器排汽门必须在开启位置，各辅助供除氧器供汽门在关闭位置。6.9 机组正常运行中，要经常检查高加疏水至除氧器调整门的工作情况，防止高加无水位运行，高加疏水门自动失灵造成除氧器超压。7. 防止锅炉汽包满水和缺水事故7.1 确保汽包水位计指示正确，水位保护可靠投入。7.1.1 当汽包水位计有一套发生故障时，首先应维持机组稳定运行，避免加减负荷和进行重大操作，联系有关人员尽快处理，处理时必须办理工作票并写明故障原因、处理方案和危险因素控制措施等，如8h内不能恢复正常运行时应制定措施，经总工程师批准后允许延长工期至24小时。7.1.2 按规程要求对汽包水位计进行零位校验，当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。7.1.3 进行水位计校验时，运行人员和校验人员