环保能源系统停运检修方案.docx

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除环保能源有限公司系统停运检修方案 编制 会审 审核 审批 批准 二零一七年二月一、概述 环保能源（）有限公司于2014年12月转入商业运营至今，已运行两年多的时间。本次检修是应黄大铁路修建需将我司外网输送线路35KV海源线39#杆塔移位而进行的一次计划性系统停运，这也是我司自整套机组设备调试期系统消缺启动后的第一次系统停运检修工作。各部门、各专业将认真贯彻各项管理规定，认真组织、精心策划、高效务实、齐心协力地搞好此次检修工作，尤其共用系统的消缺维护。本次检修以机、电和共用系统为主线，锅炉为辅。1.机组概况环保能源（）有限公司的焚烧炉为常州设备制造厂生产的机械往复式炉排炉，烟气净化采用半干法+干法+脱硝+活性炭+布袋除尘器工艺，余热锅炉为无锡东马锅炉厂生产的锅炉，型号为DMG-300-24.4/4.0/400-W，汽轮机为青岛捷能汽轮机集团股份有限公司生产的N12-3.80凝汽式汽轮机，四川东风电机厂有限公司生产的QF2W-12-2Z发电机，于2014年12月顺利完成72+24小时整套试运行。在整套运行期间，稳烧稳发，半干式反应塔、干式反应塔、活性炭、布袋除尘器投用正常，烟气参数达标排放，热灼减率3%，热控自动投入率98%，保护装置投入率100%，实现垃圾焚烧减量化、资源化、无害化。2.计划检修日期： #1机组： 2017年03月 日至2017年03月 日 共用系统：2017年03月 日至2017年03月 日#2炉： 2017年03月 日至2017年03月 日#1炉： 2017年03月 日至2017年03月 日3.检修工期：两炉一机及共用系统共 天4.检修目标1) 符合各设备出厂时所列各类有关技术规范的要求。2) 缺陷消除率100%。3) 锅炉a) 点火启动一次成功。b) 蒸汽流量持续稳定达到设计出力。c) 机组的主要技术经济指标达到： （以达标要求为最低标准）（1）过热器入口烟温 600（额定负荷工况）（2）余热锅炉出口排烟温度220（额定负荷工况）（3）锅炉整体漏风率 10%（4）热工主要仪表准确率 100%（5）自动投入率 98%（6）保护投入率 100%4) 汽轮发电机a) 汽轮发电机组冲转和并网发电一次成功。b) 机组持续稳定达到设计出力。c) 机组的主要技术经济指标达到： （以达标要求为最低标准）（1）汽轮机汽耗 4.89kg/KW.h（2）热工主要仪表准确率 100%（3）自动投入率 98%（4）保护投入率 100%5) 主设备和主要辅助设备全部达到一类设备。6) 提高热控的调节和自动化水平，确保机组安全、可靠、经济运行。7) 检修工作安全第一，杜绝发生人身和设备损坏事故，检修中做到无轻伤。8) 热态总验收评定达到优良。9) 项目达到全优。5.具体要求如下：1) 认真遵守和执行电力行业有关发电厂检修的规程和规章制度，及公司颁发的规程和制度。2) 切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，认真执行检修计划中的检修项目，确保设备有可靠的运行保证。3) 切实搞好安全工作，杜绝发生人身和设备损坏事故，做到无轻伤。加强消防管理工作，杜绝火灾事故的发生。4) 认真执行“两票三制”制度，做到工作票、操作票合格率100%。5) 认真执行“设备异动管理制度”，凡检修中的设备更改和异动均应在开工前提出异动报告，经审核批准后才可开工。6) 认真做好备品、配件和材料使用和管理工作，杜绝材料使用不符合有关规范，消耗性材料铺张浪费。检修期间所领一切物资及备品备件均应遵守公司物资领用制度。7) 做好检修管理工作a) 认真做好检修的各项准备工作，按照工作计划的要求，落实各项措施。b) 做好设备的解体检查工作，各专业的专工、检修负责人要深入现场了解设备解体的第一手资料，做好设备解体分析报告及记录。做好设备检修的保卫工作，防止解体设备的遗失，做好开口设备的密封保护措施。c) 加强质量管理，按检修文件包进行检修,严格执行验收制度，提高检修质量，确保机组长期、安全、经济、稳定运行。d) 认真做好检修的技术记录，详细记录设备解体发现的问题、采取的技术措施、重要的技术数据、检修日期等，建全设备检修台账。e) 认真做好设备检修的总结工作，通过总结掌握设备的健康状况，记录检修中消除的重大缺陷及采取的措施，进行设备运行经济指标的分析、检修的费用、材料消耗和人工费用的分析，总结设备存在问题及采取的对策。f) 加强管理，做到检修项目不遗留，质量验收不走过场，工完料尽场地清，不损坏设备和设施。g) 各专业认真做好检修的开工、检修（检查）、试转、启动各阶段工作，各设备的开工、检修（检查）、试转、启动均有专人负责。h) 认真做好化学监督项目、金属监督项目，切实加强油品管理，杜绝润滑油错加的事件发生。i) 检修工期为两炉一机及公用系统共 天，各专业抓好工作重点，以整体和大局为重，以发电机组及共用系统为主线，2#锅炉需同步或提前完成，以便整套机组正常启动。项目检修安排得当，检修时间安排合理，确保本次检修工作保质按期完成。1#炉因检修及改造工作量较大，其检修时间相应延长。本次检修重点是消除机组等主要设备存在的各种缺陷和共用系统同步实施，为此各专业要针对以往发生的缺陷，对设备要认真检查分析，以杜绝类似缺陷的发生。二、安全组织机构及职责1管理领导小组组 长：张成茂副组长：邓勇、潘启龙、郭维旗、刘涛、耿世先、刘昊霖组 员：李治和、刘来贞、刘龙俊、张艳、殷光文、冯海超、李长健、高树鹏、张波、王伟2 . 管理小组及各部门的职责2.1全厂停电后，各成员根据岗位分工，及时向副组长汇报工作进度及存在问题，由副组长及时向管理领导小组组长汇报；开始停机停炉操作时，各成员及时转入现场指挥并按照相应方案要求通知有关部门、各小组成员到位，并负责信息的收集、分析和判断；2.2为现场工作人员的调整提出建议，并传达指挥指令；2.3综合管理部2.3.1根据现场指挥部的指示参与突发事件的应急处置工作；2.3.2负责有关应急工作上报材料的审核与外送工作；2.3.3接受举报或投诉，参与群体性上访的现场接待、政策解释、疏导和协调工作；2.3.4为公司应急管理工作及突发事件的处置提供法律方面的支持；2.3.5负责事件处理时生活必需品的储备、员工的生活安排、车辆及有关人员的接待和宣传报道工作。负责公司员工的饮食及卫生。2.3.6负责管理领导小组交办的其他工作。2.4 生技部、运行部、水处理中心2.4 .1负责组织制订和修订本单位的检修方案和专项应急预案，广泛开展预防预警、应急演练、评估分析、应急保障和宣传培训等工作，做好检修工作和应急处理的基础工作。2.4 .2及时根据事件的性质和方案的要求，向管理领导小组报告突发事件及处置过程中的有关信息；2.4 .3根据现场指挥部的命令执行公司停电检修方案和启动和终止；有权决定本部门范围内应急预案的启动和终止，并及时向管理领导小组汇报情况。2.4 .4根据现场指挥部的命令，参加现场应急处置；2.4 .5负责组织本部门所涉及停电检修方案的专业知识的培训、日常演练等工作。2.4 .6做好本部门安全生产的监督检查，深入排查事故隐患，并及时向管理领导小组汇报。2.4 .7负责贯彻落实管理领导小组各项决策、决定及上级有关文件、指示精神。2.4 .8负责公司管理领导小组交办的其他工作。三、机组停运期间ESHS工作方案（一）、环保：1、臭味控制：水处理：做好沼气对空排放，尽量控制高空排放，控制各水池的气味均匀散发，避免集中散发，保持各污水池房间一个窗户常开。根据气温控制窗户开度。运行部：控制垃圾仓臭气排放、烟囱臭气排放。建议根据电力供应情况，间歇2h启停除臭风机。技术部：做好与环保部门提前报告、沟通，取得许可或者批准。向区域及总部报告环保设施停运情况。任何超过职业危害浓度区域，必须设置警戒带隔离。2、固废、废水：各类固废提前处置，停电期间停止任何固废外运。外排废水经环保部门同意后，手动检测合格后外排，取样留底，并做书面记录。（二）、安全：所有人员进入生产区域做好防止有害气体的保护措施，尤其到垃圾仓、沟道间、渗滤液收集池泵房及水处理可能产生有害气体的地方，各部门加大管控。白天由技术部人员联合水处理人员检测垃圾仓（卸料门内）、卸料平台、焚烧车间（#1#2炉之间的7米平台）、水处理区域（调节池沼气水封南侧、预处理加药间、#1污水池或该部门认为重要的其它区域）H2S、CO及可燃气体浓度。夜间由水处理自行负责水处理区域，运行部负责主厂房区域（垃圾仓、卸料平台、焚烧车间）的可燃气体浓度，每4h将检测结果，记录在水处理及运行部的值班日志中。检测浓度超过职业危害标准及邻近爆炸浓度前50%时，检测人立即汇报部门负责人及安环专工，妥善隔离警示，必要时采取疏散措施。（三）、职业卫生所有进入生产区域的人员，均按照日常职业卫生要求需佩戴防护用品，劳保鞋、防尘、防毒口罩、手电筒等。（四）、社会责任综合部负责向8km内的周边企业、行政村等负责人或者相关人员提前沟通，如出现气味等影响，保持畅通的应急沟通机制。各部门负责协助配合。各部门负责对接停电期间，相关外协单位、学习、其它业务需要在我司人员的ESHS管控工作，各部门负责人为外协管理的第一责任人。以上工作，ESHS监督体系人员随时检查相关工作布置与执行情况，发现隐患立即上报，联系整改，出现违章者，按照制度进行考核。四、组织网络架构五、质量控制架构六、汽机组织措施（一）停机操作步骤及注意事项 为保证汽机安全，本次停机按正常停机步骤停机，汽机停机注意事项：1、停机前2小时试开高压电动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、盘车电动机空载运行正常；并投入联锁。2、 机组降负荷速率一般设定在300Kw/min，降负荷。3、 在减负荷过程中，注意调整均压箱压力，及时切换均压箱新蒸汽汽源，保证轴封供汽，应严格监视控制汽缸金属降温速度不超过1.5/min，密切监视机组的绝对膨胀，振动等情况。4、 停用一抽应在减负荷过程中进行，当机组一抽流量到零后，关闭一抽电动门，开启一抽逆止门底部疏水门，微开一抽电动门后疏水门。 5、 根据凝汽器热水井水位调整凝结水再循环门，逐渐减少送除氧器水量直至关闭凝结水至除氧器电动门。注意调整除氧器压力、水位。6、 及时调整发电机空冷器及冷油器进水控制好发电机风温和润滑油温。7、 加强轴封系统的监视和调整。8、 当机组负荷减至750Kw左右时，确认“目标负荷”与实际负荷相一致。9、 将负荷减至零，发电机有功显示为零，将发电机解列后按“手动停机”按钮，检查自动主汽、调节汽门和抽汽逆止门关闭。10、在机组转速下降到2500转时，启动交流电动油泵。11、 转速到500转时，停用真空泵，凝汽器真空逐渐下降。12、 凝汽器真空到零，停用轴封均压箱供汽及轴封加热器，确保真空与转速同时到零。13、转子惰走结束，盘车装置自动投入，记录盘车电流，倾听汽轮机内部无异声。14、 开启机组本体疏水门，关闭主蒸汽管道至汽机电动隔离门。15、开启机组电动主汽门后疏水门，待机组电动主汽门后压力到零，关闭机组电动主汽门后疏门，开启机组电动主汽门后防腐汽门。（在对机组电动主汽门后管道泄压时，应对相关阀门进行检查，以防压力蒸汽倒入汽轮机。）16、 发电机进风温度低于40，停用发电机空冷器。17、 轴承进油温度低于35，停用冷油器冷却水。18、 当机组排汽温度降至50以下时，停循环水泵汇报值长，注意调整循环水系统地运行。19、 根据情况停运凝结水泵。20、 机组停运后注意监视凝汽器水位，切断所有凝汽器进水，全开热井放水门，避免凝汽器满水。21、 做好停机后的参数记录。22、 待汽缸金属温度低于150后，可停用连续盘车改用间断盘车。（每小时盘转一次180）要做好记录。（二）开机操作步骤及注意事项本次开机为冷态开机，其注意事项如下：启动前的试验一、 辅机联锁试验：1. 凝结水泵电气联锁。1.1 向凝汽器汽侧补水至800mm左右。1.2 解除两台凝结水泵“联锁”开关，检查凝结水泵及凝结水系统符合启动条件。1.3 将两台凝泵置于“远控”，变频泵转速控制置于最小，启动其中一台凝结水泵（变频泵适当增加转速调整凝结水母管压力在0.5MPa左右）。1.4 投入备用凝结水泵自启动联锁。1.5 按运行泵“停运”按钮。1.6 检查备用泵自启动正常，DCS画面上自启动凝泵运行灯亮，停用泵故障灯闪动，并报警。1.7 用同样方法试验另一台凝结水泵联锁试验应正常。2 水环式真空泵联锁试验：2.1 检查真空泵符合启动条件，汽水分离器水位正常，换热器冷却水投用。2.2 启动其中一台真空泵，检查入口压力正常。2.3 投入备用真空泵的“联锁”开关。2.4 就地或DCS停运运行真空泵。2.5 检查备用真空泵自启动正常。2.6 用同样方法试验另一台真空泵联锁试验应正常。2.7 试验结束停运真空泵或根据情况保持一台真空泵运行。3. 汽机保护及联锁静态试验：试验应具备下列条件：1 . 油箱油质合格，油位正常。2 . 分别试运电动高压油泵，交、直流润滑油泵正常后投入备用。检查主蒸汽及抽汽管道，确保无蒸汽进入汽轮机.3 启动高压油泵，汽机挂闸，合上总联锁保护开关。5 . 手按停机按钮试验：5.1 投入总联锁，检查开启自动主汽门，开启调速汽门及一、二抽逆止门。5.2 手按停机按钮，自动主汽门、调速汽门都应迅速关闭，一、二抽逆止门关闭且报警正常，无卡涩现象。5.3 在DCS中点击保护复归，重新退回启动阀手轮，复位手动停机按钮，再用启动阀和DEH控制开启自动主汽门、调速汽门。6 低油压保护试验：6.1 检查启动高压油泵，投入DEH总联锁保护开关和低油压保护开关，开自动主汽门、调速汽门。投入电动高压油泵，交、直流润滑油泵联锁和低油压保护开关，启动盘车，投入盘车联锁。6.2 停电动高压油泵，当调速油压降至0.95Mpa时，调速油压低报警正常，电动高压油泵应联动正常，断开联锁后，停运高压油泵。6.3 当润滑油压降至0.055MPa时润滑油压低报警正常，当润滑油压降至0.04MPa时润滑油压低报警正常交流润滑油泵应联动正常，断开其联锁后再停运交流润滑油泵。6.4 当润滑油压降至0.03MPa时润滑油压低报警正常，直流润滑油泵应联动正常，断开其联锁后再停运直流润滑油泵。6.5 当润滑油压降至0.015MPa时润滑油压低报警正常，盘车自动停止。6.6 以上试验可用热工人员短接压力开关、泄掉油压、关油泵的出口门的方法来做。6.7 启动电动高压油泵，汽机挂闸，合上总联锁保护开关。用启动阀将自动主汽门全开，用DEH控制器全开调速汽门，用控制阀开启一抽逆止门。短接润滑油压低0.02MPa压力开关信号，润滑油压低报警正常，电磁遮断保护装置应正常动作，使自动主汽门、调速汽门及一、二抽逆止门关闭并报警。7 轴向位移保护试验：7.1 低真空保护解除，投入总联锁和轴向位移保护。7.2 检查开启自动主汽门，开启调速汽门及一、二抽逆止门。7.3 由热工人员短接信号：轴向位移值为0.6mm时“轴向位移大”报警；轴向位移值为1mm时“轴向位移大事故”报警，磁力断路器动作，自动主汽门、调速汽门关闭并报警，一、二抽逆止门迅速关闭。7.4 解除轴向位移保护，消除虚拟信号。8 电磁遮断超速保护试验：8.1 低真空保护解除，投入总联锁和电磁遮断超速保护开关。8.2 检查开启自动主汽门，开启调速汽门及一二抽逆止门。8.3 由热工人员发出转速达3270rpm虚拟信号。8.4 检查“电磁遮断超速”报警，磁力断路器动作，自动主汽门、调速汽门关闭，一、二抽逆止门关。8.5 解除“电磁遮断超速”保护，消除虚拟信号。9 轴承回油温度高保护试验：9.1 低真空保护解除，投入总联锁和轴承回油温度高保护。9.2 检查开启自动主汽门，开启调速汽门及一、二抽汽逆止门。9.3 由热工人员发出“轴承回油温度高”虚拟信号。9.4 检查“轴承回油温度高”报警；“轴承回油温度高”保护动作后，自动主汽门、调速汽门及一、二抽汽逆止门迅速关闭。10 推力瓦块温度高保护试验：10.1 投入总联锁和“推力瓦块温度高”保护。10.2 检查开启自动主汽门，开启调速汽门及一抽汽逆止门。10.3 由热工人员发出“推力瓦块温度高”虚拟信号，“推力瓦块温度高”85报警。10.4 检查“推力瓦块温度高”95报警，且磁力断路器动作，使自动主汽门、调速汽门及一、二抽汽逆止门迅速关闭。10.5 解除“推力瓦块温度高”保护，消除虚拟信号。11 发变组跳闸联跳汽轮机保护试验11.1 投入总联锁保护。11.2 检查开启自动主汽门，开启调速汽门及一、二抽汽逆止门。11.3 合上发电机出口开关。11.4 投上发变组联跳汽轮机保护。 11.5 联系电气同时分闸发电机出口开关，检查汽机电磁遮断装置动作，使自动主汽门、调速汽门及一、二抽汽逆止门迅速关闭。11.6 试验结束退出发变组联跳汽机保护。注：如电气不允许合闸发电机出口开关时，应由电气发出发电机出口开关跳闸的虚拟信号作此试验。12 汽机遮断联动发变组跳闸保护试验：12.1 投入总联锁保护。12.2 检查开启自动主汽门，开启调速汽门及一、二抽汽逆止门。12.3 投上汽机联跳发变组保护，合上发电机出口开关。（在“试验”位置）12.4 按紧急停机按钮。12.5 “发电机跳闸”报警，发电机开关应正常跳闸。检查磁力断路器动作，使自动主汽门、调速汽门及一、二抽汽逆止门迅速关闭。13 低真空保护试验：13.1 检查开启自动主汽门，开启调速汽门及一、二抽汽逆止门。13.2 投入总联锁开关。13.3 由热工人员发出真空低虚拟信号，真空低于87KPa时报警；真空低于61KPa报警，“低真空保护”动作，或直接投入“低真空保护”开关，使自动主汽门、调速汽门及一、二抽汽逆止门关闭。14 调节保安系统试验14.1 启动EH油泵，并将另一台泵联锁备用。14.2 调节电控油压在12MPa左右。14.3 根据电控油温情况投入电控油加热器或冷却器保持油温在4060范围内。14.4 检查停机电磁阀复位，复位危急保安器装置，在DEH画面上将停机信号复位。14.5 将发电机出口开关摇至试验位置，在DEH画面上点击挂闸，全开自动主汽门后，输入转速目标值，点击进行，逐渐开启调节汽门，检查开启一级、二级抽汽液压止回阀。14.6 手按停机按钮或在DEH画面上点击跳闸，检查自动主汽门、调节汽门、抽汽液压止回阀迅速关闭，声光报警正常。14.7 试验结束后，关闭一级、二级抽气液压止回阀手轮，DEH画面上应在“跳闸”状态。14.8 检查电控油压在10-12MPa，润滑油压在0.080.12MPa，各轴承油流正常。（三）汽轮机正常启动前的准备工作1 接到汽轮发电机组的启动命令后，应填写好操作票，准备做好启动前的一切准备工作和启动前的各项操作。2 仔细检查汽轮机、发电机本体及其各附属设备，肯定安装或检修工作已全部结束，现场清洁干净，检修工作票终结。3 所有阀门名称、手轮开关方向已有明显标志。4 各辅机的控制选择开关均放至在“远控”位置，各辅机联锁开关在“解除”位置，通知电气送上各辅机电源。5 确定保护装置及自动调整装置良好，所有仪表一次门开启，并通知热工人员投入各仪表，声光信号、报警装置应正常。6 主蒸汽母管压力、温度均正常，主蒸汽母管至机组进汽隔离总门及其旁路门关闭。7 按开机要求，检查各系统阀门位置正确，开关灵活，送上各电动门电源。并校验良好。8 检查油系统的任何地方不应有漏油现象，各轴承进油管上临时加装的滤网或堵板均已拆除，油箱油位正常（油系统充满油情况下）。9 检查凝汽器热水井水位在水位计2/3处，否则应向凝汽器热井补水，启动凝结水泵对凝结水系统进行管路冲洗，水质符合要求，并进行凝结水泵联动保护试验应正常。10 确认循环水系统已处于正常状态，循环水泵、冷却水塔风机具备启动要求，冷却水塔集水池水位正常。11 准备好启机所用的工具（如测振仪、测温仪、听针等） 12 启动油箱排烟风机。（应提前4小时进行交直流油泵试验并投入盘车装置）13 分别试开交流润滑油泵、直流润滑油泵，高压电动油泵，EH油泵，检查油泵内无异声、振动、油压应正常，并进行下列检查：13.1 各轴承油流正常。13.2 油系统应无漏油现象。13.3 润滑油压在0.080.12MPa。13.4 EH油压控制在12MPa，投入各油泵联锁。14 盘车装置投入运行。15 静态打闸试验:15.1 检查启动阀手轮在“低限”，复位危急遮断器、复位手动停机阀、复位磁力断路油门。15.2 手旋启动阀手轮，开启自动主汽门，软操开启调节汽门，检查开启一、二抽逆止门。15.3 手按手动停机阀或在DEH面板上软操跳闸，检查自动主汽门、调节汽门、一、二抽逆止门迅速关闭，声光报警正常。15.4 试验结束后，将启动阀手轮旋转到“低限”，DCS画面上应显示 “跳闸”状态。16 辅机启动（在暖管的过程中）16.1 检查循环水池水位正常，启动循环水泵建立凝汽器循环水循环。16.2 开启凝汽器除盐水补水阀将热水井水位在2/3处，启动一台凝结水泵，开凝结水再循环阀控制热井水位在600mm左右。16.3 检查汽水分离器水位正常，启动一台真空泵，开始拉真空。（冷态时先抽真空后供轴封用汽；）17 暖管（主蒸汽管道至电动主汽门前管道段）17.1 检查机组启动阀旋至“低限”自动主汽门处关闭位置。17.2 关闭机组电动主汽门和旁路一、二次门。 17.3 开启机组电动主汽门前疏水门。17.4 检查机组一、二抽抽汽逆止阀前疏水门开启，抽汽逆止阀后应关闭。17.5 检查机组电动主汽门后疏水门应关闭。17.6 全开机组进汽隔离总门旁路一次门，缓慢开启二次门，缓慢提升汽压至0.20.3MPa，管壁温升速度35/min，暖管20-30min，当隔离阀前汽温达到130-150时，低压暖管结束。然后以0.1-0.2 MPa/min 控制升压速度，并控制管壁温升不超过5/min ，升压至全压。17.7 待压力升至额定压力，全开机组进汽隔离总门，关闭旁路门。17.8 投入均压箱向前、后轴封供汽，维持轴封汽压0.0950.097MPa，禁止在汽轮机转子静止状态下向轴封送汽。18 汽轮机冲转前应具备条件:18.1 主蒸汽温度应大于该压力下饱和温度50以上。18.2 凝汽器真空在-60-67kPa 。18.3 润滑油压在0.080.12MPa；安全油压1.2Mpa左右；EH油压12MPa左右；各轴承回油油流正常。18.4 冷油器出口油温在30。18.5 上下缸温度差不超过50。19、 冲转19.1 接冲转命令，准备冲转。19.2 记录冲转前下列数据：主蒸汽压力、主蒸汽温度、调节级处温度、压力、上下缸壁温、轴向位移、凝汽器真空、绝对膨胀、盘车电流、润滑油压、油温等。19.3 在ETS柜上投入除轴振高、低真空、发电机保护以外的所有保护20、 选择冲转方式：20.1 调节汽门手动启动：手动缓慢开启启动阀，观察油压正常后，在DEH电液控制装置上复位挂闸，开启自动主汽门，根据机组当前热状态逐步选择合适目标转速和升速率启动机组。注：若选择的目标值或升速率不在DEH电液装置设定范围内则无效。20.2 汽机冲转后检查盘车装置应自动脱扣，否则应立即停机。盘车退出后停止盘车电机。20.3 转速升至500r/min后，对机组进行全面检查。20.4 机组冷态启动升速暖机时间按下表进行：转速(r/min)时间（min）转速(r/min)时间（min）0500120024001050020240015500120082500300010120075总计：140 20.5 暖机升速过程中的注意事项及调整工作：20.5.1 机组冲转后，根据主蒸汽温度逐渐关小直至关闭机组电动主汽门后疏水门。20.5.2 倾听汽轮发电机组声音正常。无金属摩擦声。20.5.3 机组启动过程中，在中速暖机之前，汽轮发电机组轴承振动值超过0.05mm，适当降低转速，延长暖机时间。20.5.4 接近汽轮机转子临界转速（1655r/min）时，应快速平稳通过。在通过临界转速时，若汽轮发电机组轴承振动值超过0.15mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速。20.5.5 应密切注意轴向位移、胀差、上下缸温差、凝汽器真空、凝汽器热水井水位、轴封汽压力及瓦温和回油温度。20.5.6 根据情况投入冷油器，发电机空冷器，保持油温、风温在正常范围内。20.5.7 后汽缸排汽温度不超过80。否则应投入喷淋减温。20.5.8 汽缸绝对膨胀在暖机过程中应缓慢胀出，无跳跃现象。20.5.9 当转速升至2850r/min后，主油泵逐渐开始工作，当主油泵出口油压达到1.2MPa时，先缓慢关闭高压电动油泵出口检查调节油压、润滑油压应正常，停运高压电动油泵，全开出口门。 20.5.10 定速后，全面检查各仪表读数及汽轮发电机组运行情况。20.5.11 按需要做汽轮机组各项保护试验（汽轮机打闸试验，超速试验，调门严密性试验）和各项电气试验。20.5.12 试验结束，检查一切正常后，投入除发电机保护外的其他所有保护，并且，投入总联锁开关、抽汽止回阀联锁开关，准备并网。21、 并网带荷21.1 稳定机组转速在30003010r/min。21.2 自动准同期开关切自动。由电气操作人员进行并网操作。21.3 在DEH画面上检查自动准同期装置发出的同期增、同期减信号来改变汽轮机的转速直至汽轮发电机组达到同步转速运行。21.4 并入电网后，DEH画面上“解列”变为“并网”。21.5“转速控制”切到“功率控制”或“机调压”运行方式，目标值显示初负荷值。21.6 机组并网后，DCS指示盘上发电机功率指示功率为600Kw，进行暖机10分钟。21.7 机组并网后，投入“发电机保护”。21.8 关闭机组本体疏水门。联系化学，凝结水水质合格后回收至除氧器。21.9 初负荷暖机结束，检查一切正常后，加负荷。21.10 机组冷态启动带负荷：立即带0.6MW电负荷，暖机10分钟，再以0.3MW/min的速度增负荷至6 MW，暖机8分钟，仍以0.3MW/min的速度增负荷至12 MW.21.11 功率反馈回路（KW），主汽压反馈回路（MPa）的投入与否，视机组情况由值长决定。21.12 在升负荷过程中应注意监视金属温升率、汽缸绝对膨胀、轴向位移、胀差、气缸上下缸温度，法兰内外壁温差、法兰和螺栓温差等变化情况。根据汽机负荷切换均压箱汽源并注意调整轴封汽压，冷油器、发电机空冷器温度，监视汽轮发电机组振动。21.13 负荷升至5000Kw时，机组第一级非调整抽汽压力已达到投用规定值，投用一抽。21.14 机组一抽电动门后至空预器间管道暖管，开启一抽电动门后疏水门。21.15 缓慢开启机组一抽空预器总门旁路门，逐渐提升管道内压力，进行充分暖管，严禁升压过快，防止管道发生振动。检查管道及支架膨胀状况。在升压过程中，应适当调整疏水门开度。21.16 待管道内压力升至工作压力时，全开一抽至空预器隔离总门，关闭其旁路门。21.17 关闭一抽液压止回阀底部疏水门；一抽电动门后疏水门。七、电气组织措施1 总则 1.1 编制目的 为进一步贯彻落实“安全第一、预防为主、综合治理”的方针和“保人身、保安全、保设备”的原则，尽可能地减少全厂停电造成的损失，确保我公司在外网停电的情况下，安全可靠的使用10KV临时变来倒供电进行设备检修，避免发生重大设备损坏事故，制定本方案。在公司1#发电机与系统解列，将厂用电倒至临时变接带后，各级人员要做到迅速及时的完成检修任务，工作结束验收合格后，准确、有序、迅速地恢复主变和机组运行，并尽快恢复并网供电。1.2 编制依据 根据电业安全工作规程、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求、电力生产事故调查规程、电力系统调度规程、生产调度管理制度等法规、制度，结合公司现场实际，制定本方案。 1.3适用范围本制度适用于公司内部全厂停电检修的工作。2 停电后的处置基本原则2.1 以保安全、保设备、及时恢复机组运行的原则全厂停电时启动本方案，确保400V低压厂用电源的可靠运行，及时展开设备检修工作，避免发生重大设备损坏事故。同时采取有效措施组织开展设备恢复启动工作。 2.2 坚持公司统一领导，分级负责，以部门为主的原则充分调动所有部门的力量，并在公司领导的正确领导下下，保障检修工作迅速完成，机组恢复工作快速、有序进行。 2.3 密切配合，分工协作的原则各部门要密切配合，分工协作，各司其职，各尽其责。 2.4 预防为主的原则坚持预防为主的原则，对机组、电气设备、辅机设备、设施、设备的安全状况和各类保护进行检查、维护，并储备、补充各种全厂停电物资。3 事故类型和危险程度分析3.1 公司概况 公司共有1台发电机组，1#机组经1#主变压器、35kV母线及开关，通过35KV海源线输电线路与电网北海站相联。其中#1机组装机容量为12MW，为青岛捷能汽轮机厂生产。35kV母线为单母线接线方式，出线1条。#1机接线方式为单母线，#0厂用备用变压器电源取自10kV系统。综合水泵房为2台10KV干式变单独供电，水处理中心为1台10KV干式变单独供电。办公用电、生活用电、污水提升泵房、地磅房为主厂房配电室400V配电柜内供电。3.2风险分析所用厂用电负荷较多，直接启动的电动机较多，10KV临时变为1250KVA，所带负荷有限，最大为800KW，分支开关容量小，最大的三路开关为1台1000A，两台开关为630A，负荷控制不当或操作失误将会发生过流、短路跳闸和其它保护跳闸，导致全厂停电。4 预防与预警4.1全厂停电的预防预报公司运行部负责落实电网运行情况及与潍坊国网公司调度中心的联系，及时获取危及线路及厂内电气运行安全信息；同时收集自然灾害预报、预防、个人防护等方面的知识，以各种形式向生产岗位全体员工宣传，及时收集相关信息；重大情况及时向潍坊国网公司调度中心反映。主控室值长值班电话：4.2全厂停电预警发布根据潍坊国网公司调度中心发布的35KV海源线停电信息，公司运行部及时通过网络、电话、会议等形式向全体生产部门通报，并做好相应防范措施。5 响应程序5.1 停电检修方案由总经理宣布启动，由管理指挥小组组长负责开展。5.2 各岗位人员按照本方案进行处理。5.3 各小组成员及时进入现场进行处理。6 全厂停电前的检查和预防工作6.1预防技术措施：6.1.1加强设备定期切换试验制度及巡回检查制度的检查落实；6.1.2加强开关、刀闸、母线、电缆等配电装置的运行管理，发现开关、刀闸分、合不到位或运行中发生过热等现象应及时联系生技部检修处理；6.1.3加强对1#发电机、1#主变、厂用系统及厂用备用电源保护、自动装置的检查；6.1.4加强对直流系统的保险、空气开关进行检查，合理配置保险容量，保证在事故情况下保险不越级熔断、空气开关不越级跳闸而导致保护、控制电源、直流油泵电源中断；6.1.5加强UPS不停电电源装置的运行维护。各类备用设备严格按定期切换试验制度进行定期试验，确保事故情况下安全、可靠运行。6.1.6联系潍坊国网公司调度中心加强35KV系统的正常运行监视、维护工作，确保电源正常。6.1.7加强对10KV母线电压监视，备用开关是否处于联动备用状态，有无拒合、分闸现象，发现问题及时联系检修人员检查处理；6.1.8加强对380V保安电源、10KV临时变及林海线的检查、维护工作。确保备用电源电压良好。6.1.9合理安排厂用电系统的运行方式，在检修方式运行时，制定可靠的厂用电运行方案，确保厂用电安全可靠。6.1.10通讯设备备用电源应保持完好并定期试验，保证事故情况下能自动切换，通讯畅通。6.1.11为保障全厂停电后的低压负载用电，提前在400V二段至临时变铺设YJVL-3*185+1*95mm2电缆一根，在临时变开关至水处理渗滤液变低压侧开关处铺设YJVL-3*120+1*70mm2电缆一根，在烟气净化配电室低压侧至综合水泵房低压开关间铺设YJVL-3*95+1*50mm2电缆一根。400V一段至临时变原有YJV-3*150+1*70mm2电缆一根。生技部检修人员提前将临时用电低压电缆铺设好，并校对好两侧相序，保证在海源线停电后即可以投入使用。7 全厂停电处理程序：7.1机组及锅炉的安全停运。7.11 在35KV海源线停电前一天，当值监盘人员接到值长命令后，按照操作票进行全厂停炉停机操作。首先按照顺序将两台锅炉逐步降低负荷后转入停炉冷却。将1#机组解列后，按照操作票顺序进行，检查1#发电机主开关跳闸，励磁开关跳闸，1#汽轮机主汽门关闭，转速下降。交流润滑油泵运行正常。7.1.2 1#机组安全停运后，保持盘车运行；当盘车电源不能供电，必要时进行手动盘车。7.1.3 待1#机组和2台锅炉达到停止辅机运行条件后，逐步将各辅机进行停运，降低厂用电。7.1.4 接到潍坊国网公司调度中心命令后，逐步将各厂变停电，最后拉开1#主变高低压侧开关及上网开关。将400V各段负荷逐步由1