发电部运行技术措施汇编.doc

余姚燃机发电部运行技术措施汇编 发电部运行技术措施汇编 二一一年六月编制说明：本技术措施汇编是将2008年运行规程重新修编出版后，发电部所下发的各项运行控制技术措施进行了整理汇编。同时对措施中不适用当前实际运行情况的小部分内容进行了修订，本汇编将实时滚动修编并及时下发。目 录FDB2009-JSWJ-005 汽机运行中防止切逆流及出现逆流后应急技术措施6FDB2009-JSWJ-006 空压机故障控制措施7FDB2009-JSWJ-007 凝汽器真空下降控制措施8FDB2009-JSWJ-008 机组启动防止炉侧管道水击控制措施9FDB2009-JSWJ-009 余热锅炉正常运行期间排污及加药规定10FDB2009-JSWJ-012 防止LCI过电压的技术措施11FDB2009-JSWJ-014 电气设备测绝缘技术要求12FDB2009-JSWJ-015 防止各配电室设备结露控制措施13FDB2009-JSWJ-018 电动机保护动作后处理程序14FDB2009-JSWJ-020 汽机冷态启动逆流暖缸运行控制措施15FDB2009-JSWJ-021 汽机启停过程真空过高控制措施16FDB2009-JSWJ-022 防止汽包水位各测量值偏差大控制措施17FDB2009-JSWJ-028 6KV开关停送电操作规定18FDB2010-JSWJ-001 汽轮机低负荷切缸操作规范19FDB2010-JSWJ-002 废水处理系统相关主设备变更及运行操作规定21FDB2010-JSWJ-004 热控DCS 事故处理预案23FDB2010-JSWJ-006 余热锅炉受热面放水至废水处理系统操作步骤24FDB2010-JSWJ-008 关于锅炉水位监控技术要求25FDB2010-JSWJ-009 蒸汽系统阀门卡涩事故预防及处理26FDB2010-JSWJ-010 发电机氢气露点控制措施28FDB2010-JSWJ-012 循泵冷却水故障处理29FDB2010-JSWJ-013 燃烧切换时振动大自动停机事故处理30FDB2010-JSWJ-017 二拖一启单台凝泵运行凝结水压力控制措施31FDB2010-JSWJ-020 自动并汽解炉操作步骤及运行控制措施32FDB2010-JSWJ-023 燃机启动过程清吹故障运行控制措施34FDB2011-JSWJ-001 关于规范汽机切缸操作的技术措施35FDB2011-JSWJ-004 燃机可燃气体浓度高事故处理预案36FDB2011-JSWJ-005 汽机热态启动真空及轴封压力控制要求38FDB2011-JSWJ-008 净水站澄清池运行风险预控措施39FDB2009-JSWJ-003 机组连续运行期间主机异常运行处理原则一、 “二拖一”运行汽机设备异常需故障停汽机1. “二拖一”方式运行，汽机设备出现异常需故障停运时，立即汇报调度要求故障停运汽机，并请示希望滑降两台燃机负荷；同时汇报相关领导；2. 调度同意整套机组降负荷停机时，按照正常停运程序尽快停运整套机组；3. 调度要求燃机保持一定负荷情况下，开启两侧高中低压旁路，投运两台凝泵、循泵，平稳停运汽机，余热锅炉走旁路运行；注意两侧旁路开度相同，冷再调节阀调节正常；汽机解列后关闭一侧高中低压电动阀使两台机组分列运行；注意旁路后温度的控制，并联系调度希望有条件时停运燃机；二、 “二拖一”运行汽机跳闸1. “二拖一”运行时汽机故障跳闸，立即检查两台机组高中低压旁路开启正常，旁路温度压力控制正常，两台燃机RB，旁路压力超限或温度升高无法控制时立即紧急停运相应燃机余热锅炉；2. 汽机跳闸后旁路控制正常，注意RB期间主汽温度的控制；关闭一侧高中低电动主汽阀使两台机组分列运行；3. 汇报调度希望停运两台燃机，若调度要求燃机需保持一定负荷运行，调整好燃机余热锅炉走旁路稳定工况运行；三、 “二拖一”运行任一燃机余热锅炉异常需故障停机“二拖一”运行期间，任一燃机余热锅炉异常需故障停机，按正常解炉程序操作，尽快解出故障炉并停运，注意辅汽供汽的切换；四、 “二拖一”运行任一燃机跳闸1. “二拖一”运行，任一燃机跳闸时，注意冷再流量的分配，汽机保持IPC控制运行，密切关注IVR正常，IVR在100以上时不得降低IPC设定值；2. 稍开故障机组高中低压旁路，关闭其高中低压电动主汽阀，解出故障炉，压力泄放正常后关闭旁路；3. 故障炉解出后，逐步调整运行机组“一拖一”方式稳定运行；五、 “一拖一”运行汽机异常需故障停机1. “一拖一”运行时汽机异常需要故障停机，汇报调度要求故障滑停汽机，希望同时停运燃机，汇报相关领导；2. 调度同意停运整套机组时，按正常停机程序尽快停运整套机组；3. 调度要求燃机保持一定负荷运行时，开启高中低压旁路，适当降低燃机负荷，保持旁路压力温度控制正常，停运汽机；调整燃机余热锅炉走旁路运行正常；六、 “一拖一”运行汽机跳闸1. “一拖一”运行时汽机跳闸，立即检查高中低压旁路及旁路减温水动作正常，旁路压力温度控制在正常范围内，燃机RB；任一旁路压力或温度超限，立即紧急停运燃机；2. 汽机跳闸后，燃机余热锅炉走旁路运行正常，请示调度希望停运燃机；3. 调度要求保持燃机运行时，调整燃机余热锅炉旁路压力温度正常。七、 “一拖一”运行时燃机余热锅炉有异常需故障停机1. “一拖一”运行时燃机或余热锅炉异常，无法保持长时间运行，立即启动备用燃机进行倒换，按照二拖一并汽解炉操作流程进行，注意辅汽供汽的倒换；2. 倒换过程若原运行机组无法保持运行，立即停运一拖一运行机组，保持汽机真空，待备用机组启动正常后重新按照极热态模式启动#3机；3. 倒换操作注意按照部门下发的机组连续运行期间注意事项中有关并汽解炉操作要求执行；无论主设备发生什么故障，均要查明事故原因，确保设备安全停运；”二拖一”运行中，一台燃机跳闸后首要任务是保证另一台机组“一拖一”运行稳定，同时还要使跳闸机组安全停运；尽快将跳闸机组汽水系统进行隔离；“一拖一”或”二拖一”运行过程，若汽机故障跳闸，首先要控制好高中低压旁路，使旁路压力、温度控制在正常范围内，确保汽机跳闸后燃机RB至一定负荷后还可维持运行，再经过请示调度同意后停燃机。机组发生突发性事故时，所要控制和监视的关键点较多，要求各值应做好各岗位分工，并提前进行针对性的事故预想。FDB2009-JSWJ-005 汽机运行中防止切逆流及出现逆流后应急技术措施汽机运行过程中，因IVR降低至30以下而自动切换至逆流工况运行，造成汽机轴向推力突变，高压压力突变，汽包水位难以控制，严重时导致机组跳闸事故。因此，在汽机顺流运行过程中应密切监视IVR值，IVR呈下降趋势时应及时进行调整，以保证顺流工况稳定。具体技术措施如下：1. 低负荷切缸过程是最容易跳逆流的工况，因此要求切缸时专人负责监视汽机运行工况，高压调阀开启后立刻投入IPC，并适当降低设定值。同时要求关小高压旁路，待汽机负荷稳定后立即全关高压旁路及高压蒸汽管路各疏水。要求再热旁路压力控制在保证顺流稳定的设定值上，并依靠逐渐降低IPC设定维持IVR在较高值。2. 机组升负荷及正常运行过程中,或汽机IPC设定升高时，注意高压旁路设定值应始终高于主汽压力，高压旁路不应开启；3. 余热锅炉手动并汽时，控制待并炉的再热压力不高于运行炉压力，方可开启待并炉热再电动阀并入再热蒸汽，等高压蒸汽并入后再逐步同步提升两台炉再热压力设定值，关闭再热旁路。4. 余热锅炉手动解炉操作时，再热解炉时尽量开大再热旁路，降低再热压力，同时跟随降低运行炉再热旁路压力设定，再热旁路开大后（一般应超过50开度）关闭热再电动阀。高压主汽解炉时降低高压旁路设定值，待进入汽机流量降低后（一般低于50t/h）关闭主汽电动阀解炉。在高压旁路开启过程中注意冷再流量的调节控制正常，不出现蒸汽倒流至运行炉再热器的情况。主汽电动阀关闭后立刻关闭冷再电动阀，并提高高压旁路压力设定值关小高压旁路。若出现冷再蒸汽倒流至运行炉的情况，开启运行炉再热旁路以控制IVR正常。高压旁路开启过程中若IVR降低，应逐渐降低IPC使IVR回升。5. 汽机停机过程中，逐渐降低IPC控制IVR在较高值，发停机指令前高压旁路开度不超过5，以防止停机过程中出现逆流阀及逆流排放阀开启情况。6. 若汽机启动顺流运行后自动跳回逆流状态，应采取以下措施防止工况恶化，并尽快顺流：（1） 立即检查高压旁路、再热旁路开启，提高汽机负荷控制指令（LDR）,开大再热旁路提高IVR，控制高压压力在额定值以下，在压力正常情况下逐渐开大高压旁路至30左右，；（2） IVR超过50，输入高压旁路30以上指令，立即进行顺流切换；（3） 操作过程中注意主汽压力和高压汽包水位的控制，主汽压力在额定值以下平稳调整，避免出现压力大幅度突升突降情况。顺流切换后逐步降低IPC，关闭高压旁路。FDB2009-JSWJ-006 空压机故障控制措施机组运行期间，空压机出现故障时，将造成严重后果，存在重大隐患，为保证机组安全，制定以下控制措施:1. 机组运行期间，确认无故障空压机已投入备用，就地相关阀门在正常备用状态。2. 空压机运行期间，应对空压机出口母管压力曲线进行监视，当压力出现不规则变化或相关报警时，应立即确认空压机是否正常，若出现异常情况应及时联系检修处理及汇报，当值值长应密切关注检修处理进度，处理结束后立即进行相关试验并验收，无异常后将空压机投入备用。3. 空压机区域巡操员应持有空压机“就地/远方切换钥匙”，若空压机远方无法启动时应立即至就地启动。任一空压机故障期间，该区域巡检员应加强对空压机的巡检，确保运行空压机各参数及声音正常，发现异常时及时汇报。集控值班员也应加强的空压机页面的监视频度。FDB2009-JSWJ-007 凝汽器真空下降控制措施1、 机组启动前，由于管道内空气积存量较多，仅依靠启机前使用真空泵进行抽拉，并不能使管道内空气充分排出，尤其是管道较长时，管内仍存有大量的空气未排出，燃机启动后，水蒸汽在管道内建压，对空气进行排挤，待旁路阀或疏水阀打开时，可能会有大量空气涌入凝汽器中，造成凝汽器真空突降。为控制真空下降幅度，制订以下控制措施：2、 在机组启动初期抽真空阶段尽量加大对管道抽真空力度。3、 在汽机逆流阀打开或汽机中低压旁路开启前，应提前投运备用真空泵运行，同时逆流阀开启前还须注意关闭高压缸排汽母管疏水阀。4、 加强对旁路阀及疏水的控制，在开启与凝汽器相连通的阀门前，必须密切关注凝汽器真空变化。5、 高压系统建压后应尽早开高旁，以使再热系统尽快建压，便于对再热系统进行疏水排汽。6、 旁路阀的开启必须缓慢进行，中压旁路开启较小开度后，应等一段时间，待汽机真空稳定后再继续开大。若有真空突降，应在第一时间关闭中压旁路，再关高压旁路及至凝汽器疏水阀。单台真空泵运行时还应同时启动备用真空泵运行。7、 炉侧蒸汽管道建压后，应加强至厂区疏水扩容疏水管道的疏水阀，疏水充分后再开启旁路阀。8、 真空突然下降时应比较两真空测点数值及汽机Mark VI上排汽背压测点数值，测点有故障时立即切至另一测点。9、 各运行操作人员应清楚低真空保护逻辑，我厂机组真空跳闸保护定值取自Mark VI汽机低压缸排汽压力，跳闸值为7.5inHg，对应DCS系统上真空显示值约为75kPa左右。但DCS凝汽器真空低保护将触发旁路跳闸。FDB2009-JSWJ-008 机组启动防止炉侧管道水击控制措施1、 由于余热锅炉再热器及过热器底部疏水管道接至定排扩容器，且与定排扩容器排放器相接处高于再热器及过热器底部管道，导致机组停运后，过热器及再热器内蒸汽凝结水无法通过开启电动阀疏水阀排尽，在机组启动时，锅炉建压后，这部分水在水蒸汽作用下，形成水冲击，造成管道冲击。为防止此现象发生，制定以下控制措施。2、 机组备用期间，启动前应将再热器及高、中、低压过热器底排污电动阀及电动阀后至地沟手动阀打开。3、 若手动阀打开后，至地沟排污口有水流出，应保持手动阀开启状态，待锅炉建压后，再热器及过热器内水蒸汽达到过热状态时，及时关闭至地沟排污手动阀，关闭手动阀前须先关闭排污电动阀。4、 若手动阀打开后，确认至地沟排污口无水流出，可立即关闭手动阀。FDB2009-JSWJ-009 余热锅炉正常运行期间排污及加药规定1、 为保证余热锅炉连续运行期间水质要求，对锅炉排污及加药相关操作作如下规定:2、 定期排污采用逐个开启蒸发器定排电动阀方式进行，必须保证每天至少一次,一般情况下，由夜班在选择在负荷较低时执行。除非化学有特殊要求，不允许通过保持启动排放阀常开的方式进行排污，启动排放电动阀及气动阀均在关闭状态。3、 当炉水品质较差时，由化学人员决定增加排污次数，化学在线仪表投入后,值长应根据水质指标增加排污次数。4、 排污过程中应打开一个定排电动阀，全开后5秒内应立即关闭，一个电动阀操作完成后再操作另一个电动阀,不能同时对同一汽包多个定排电动阀进行操作。5、 定期排污时运行人员应加强对汽包水位的监控，汽包水位降低不允许超过100mm。6、 正常运行中，连续排污电动阀应保持开启，连排电动阀前手动阀应保持部分开度。连排扩容器至定排扩容器电动阀投入自动。7、 排污期间，严禁定排罐、连排罐超压。8、 如果排污过程中，锅炉发生事故或水位下降较快时，应立即停止排污。9、 在磷酸盐氨的指标不合格时,应通过配制溶液的浓度或调整加药泵的行程来改变,不宜通过泵的起停来改变，具体操作如下：10、 PH低-提高配药时间或者加大计量泵行程11、 PH高-稀释药液或者减少计量泵行程12、 磷酸盐高-稀释药液或者减少计量泵行程13、 磷酸盐低-增加药液浓度或者增大计量泵行程(计量泵行程有刻度指示0-100)FDB2009-JSWJ-012 防止LCI过电压的技术措施本厂及同类型燃机曾发生过的启动时89SS不能正常分闸故障，GE公司已发技术联系函TIL 1477-1，根据联系函内容，制定以下技术措施，以防止出现LCI过电压事故。1.严格执行运行规程1.3.5.11第4）条规定，燃机转速达85时检查LCI、EX2000停运，检查89SS断开，89ND合上。2.当发生89SS未正常分闸，MARK-VI报警“STATIC STARTED DISCONNECT SEQ TRBL”时，应立即拉开相应的励磁变开关，防止发电机启励而导致LCI过电压损坏。3.按照运行规程1.3.5.11第5）条规定，燃机全速后检查发电机转子励磁，发电机电压建立正常。若EX2000未自动投运，在未查清原因前，禁止进行手动启励操作。4.按照运行规程1.3.5.12第1）条要求，燃机全速空载下检查一切正常，无异常报警信息，否则不允许进行并网操作。FDB2009-JSWJ-014 电气设备测绝缘技术要求电气设备测量绝缘电阻是比较常见的电气工作，但目前发电部内存在操作不规范，无票操作等现象。为加强安全技术管理，特明确对电气设备测绝缘工作流程及技术要求：1.设备测绝缘前首先确认该设备停运，联锁解除；2.按照停电操作票流程，开具停电操作票，将该设备停电；3.按照设备电压等级，选择合适的兆欧表，使用前检查仪表是否正常；4.测量高压设备绝缘必须由两人担任，并戴绝缘手套；5.测绝缘前先检查设备确已断开电源，验明无电压，并确认设备无人工作后方可进行，测绝缘过程中禁止他人接近设备；6.测绝缘前后，必须将被测设备对地放电；7.在带电设备附近测绝缘时，测量人员和兆欧表安放地点应选择适当，保持安全距离，防止兆欧表引线触碰带电设备，移动引线时需注意监护，防止触电；8.测绝缘结束，恢复设备至所需要状态，必须使用相应的送电操作票。FDB2009-JSWJ-015 防止各配电室设备结露控制措施因环境湿度较大，负荷电流较小等原因，导致配电室内设备结露，6KV配电室共箱母线和励磁间等都曾出现过结露现象，严重影响了设备的安全运行；为避免再次产生类似事件，特制订以下防范措施：1. 6kV及380V配电室空调温度设定在30，一台制冷一台除湿运行模式；2. 环境温度30以上时，厂区配电室及厂前区配电室保持一台轴流风机长期运行；3. 每班定期检查各配电室内湿度，湿度超过80时投入轴流风机运行（雨雾天气不投风机）；4. #1、2、3机EX2000励磁小室、PEECC空调温度设定在75，每班检查室内温度正常、湿度在65以下，干燥剂未失效。5. 配电室空调故障时，按以下措施执行：（1） 各配电室、励磁小室若因各种原因导致空调故障，室温升高，在故障消除重新投运时应逐步降低空调设定温度，使室温变化小于5/小时；（2） 配电室空调除湿功能失效，制冷温度控制异常时，手动控制空调启停；室内温度低至30时停空调，高至35时重新投入一台制冷一台除湿；空调停运期间，根据室外湿度情况投入轴流风机运行；6. 各配电室控制室内保持干燥，若有积水应及时清除，并检查积水原因，及时汇报。FDB2009-JSWJ-018 电动机保护动作后处理程序电动机保护动作跳闸后，运行人员未查清原因即重新启泵，可能导致设备损坏程度加重，现明确电动机保护动作后的处理程序：1. 电机设备保护动作跳闸后应立即检查备用设备联动正常，若不联动可抢合一次；事故状态下若抢合不成功可抢合原运行泵一次；2. 在不影响机组设备安全运行前提下，电机设备保护动作后应联系检修查明原因后方可重新送电，送电前应先测量三相对地绝缘合格，测量相间绝缘为0后方可送电投运；3. 在不影响机组设备安全运行时，出现电机设备保护动作后禁止运行人员擅自将保护信号复位，运行人员应做好记录，联系电气二次检查正常，若有必要还应进行相应的试验。FDB2009-JSWJ-020 汽机冷态启动逆流暖缸运行控制措施根据运行优化措施，汽机冷态启动时采用逆流暖缸程序，使启动过程中对高压缸进行预热，以降低顺流切缸后的高压缸热应力，达到缩短启动时间的目的；采用逆流暖缸后，汽机冷态启动过程需做好以下控制措施：1 为防止逆流阀开启后高压缸应力过大，逆流阀RFV只有在启动前高压缸温度100以上时方能在转速75时开启，因此要求汽机冲转前利用轴封蒸汽将高压缸预热到100以上；2 逆流阀开启时，由于冷再管段空气积聚，导致真空下降；因此，应尽早对冷再管段进行暖管疏水，要求在高压旁路开启后，及时开启运行炉对应的冷再电动阀、调节阀，并立即开启冷再管路疏水，两台炉的冷再管路疏水均需打开；3 汽机启动前，高压缸排汽母管至本体疏水阀应开启，汽机启动升速后，在转速达到75以前临时关闭该疏水，逆流阀开启真空正常后及时重新打开；4 逆流阀开启前，必须预先启动备用真空泵；逆流暖缸真空正常稳定后立即停运；5 逆流暖缸期间，必须关注汽机振动、高压缸应力、高压缸温度、上下缸温差、轴向位移、汽缸转子膨胀以及差胀变化情况，若变化异常应停留暖机，必要时重新停机检查；6 根据高压缸应力及差胀情况，调节高压压力，利用高旁减温水控制逆流蒸汽温度，但必须保证足够的过热度；7 冷态启动要求在800转/分采取HOLD措施，检查抄录各参数正常后方可重新升速；汽机2500转/分暖机时抄录各参数，并进行比较高压缸暖缸后的相关数据变化情况。FDB2009-JSWJ-021 汽机启停过程真空过高控制措施1、汽机启停过程中，真空过高将导致汽机振动大。为控制真空，特制定以下控制措施：2、汽机冲转前，真空上升到95kPa以上，关闭运行真空泵入口气动隔离阀，关闭前检查确认备用真空泵备用良好，若真空过高，应在具备汽机冲转条件前提前采取该措施。汽机顺流稳定后恢复抽真空系统至正常运行方式。3、关闭运行真空泵入口气动一次阀，检查真空应缓慢下降，当真空降到至91kPa时重新开启气动一次阀，检查真空回升；真空升至95kPa后再次关闭，控制真空在9195kPa之间。4、 运行真空泵入口气动一次阀关闭后若真空下降速率超过0.5kPa每分钟时立即重新开启阀门，恢复抽真空系统正常运行。5、运行真空泵入口气动一次阀开启异常时，立即投运备用真空泵。6、若采取措施后真空下降过于缓慢，汽机具备冲转条件时真空仍较高时，可通过开启凝汽器热井就地水位计底部排污阀进行辅助调节，当真空低于95kPa后将排污阀关闭。但开启阀门过程必须缓慢进行，操作过程中就地人员必须与集控保持通讯畅通，操作时防止异物被吸凝汽器中。7、停机过程中，在汽机停机指令发出前，也必须采取上述措施将将真空降至95kPa以下。FDB2009-JSWJ-022 防止汽包水位各测量值偏差大控制措施在长时间停机后，汽包内可能有锈蚀，在汽包上水时，锈蚀的杂质流入水位测量仪表管，发生堵塞，导致启动前汽包水位测量各变送器数值两两偏差过大。因此每次锅炉冷态启动汽包上水前需做好如下控制措施：1、每次停机后，在汽包压力降低到允许范围(50、高压旁路开度30%，三个条件必须在切缸前提前达到要求，并在维持稳定运行工况下才能执行切缸操作。其中IVR应尽可能大且不在下降趋势中，否则应调整正常稳定后方可进行切缸操作；2. 切缸操作至少2人配合进行，由机组长指挥切缸操作，负责高中压旁路控制的操作员应服从机组长指令实施切缸操作。3. 机组长检查所有切缸条件满足要求后，通知其他盘上监控人员准备切缸操作，在得到回应后在汽机MK-VI上发切缸指令并通报“切缸指令已发”，高压旁路控制人员接到通报后即可准备手动关小高压旁路；4. 机组长发切缸指令后严密注意汽机高压调门状态，高压调门一开启立即投入IPC控制，并要求关小高压旁路；高压旁路控制人员接令后关小高压旁路，但至少留有10以上开度；5. 机组长在IPC投入后严密关注汽机负荷和IVR变化，当汽机负荷下降后回升或能维持稳定不变时，令全关高压旁路；当IVR呈下降趋势时，立即连续降低IPC设定值开大高压调门，同时令投入再热旁路自动模式或开大再热旁路降低再热压力，直至IVR恢复100以上并保持稳定。6. 高中压旁路调整过程中注意旁路减温水的同步投退。FDB2010-JSWJ-002 废水处理系统相关主设备变更及运行操作规定随着废水处理项目的实施，主设备相关部分进行改造变更，变更情况及变更后的操作调整如下：1. #1、2余热锅炉省煤器排水管路改造原余热锅炉高中低压省煤器排水至地沟，现加装一路至定排集水坑，变更后的系统管路及新增阀门命名如下：余热锅炉至定排集水坑管路为锅炉无压放水管路，正常运行时要求高中低压受热面至地沟排水隔离阀均开启，锅炉排水至定排集水坑隔离总阀关闭。停机后锅炉符合热炉放水条件进行放水时，关闭高中低压受热面至地沟排水隔离阀，开启锅炉排水至定排集水坑隔离总阀，将炉内积水放至定排集水坑，若炉水温度高于100时还需投入工业水进行冷却。禁止在受热面压力大于1.0MPa时关闭相应受热面至地沟排水隔离阀。2. #1、2燃机水洗排水管路变更#1、2燃机水洗排水泵出口原接至化学中和池，现改接至废水处理系统，至中和池管路已断开，燃机部分管道阀门无变动。要求燃机水洗排水泵投运前，检查确认废水处理系统燃机水洗水曝气池具备进水条件。3. 压缩空气管路接入废水处理系统从原仪用空气至化学用气管路分出支路供废水处理系统压缩空气储罐，变更后的系统图及阀门命名如下：废水系统正常运行或备用时，仪用空气至废水系统隔离总阀保持常开，压缩空气系统故障，仪用空气母管压力难以维持时，关闭该隔离阀以保证其他用户供气；4. 废水处理系统排放至化学污泥沉淀池废水处理系统斜板澄清过滤器过滤后的污泥排至化学污泥池，变更后的系统图及阀门命名如下：正常情况下，废水系统排泥阀保持常开。污泥沉淀池不允许进泥浆时关闭该阀FDB2010-JSWJ-004 热控DCS 事故处理预案为了更好的应对DCS 故障，部门特编写了热控DCS 事故处理预案各值遇到DCS 故障时，按照预案执行，预案如下：1故障现象：DCS 操作员站全部故障，无法进行监控和操作；2处理程序：2.1. 应立即根据DCS 故障出现的现象, 对故障类型进行判断,通知热控人员紧急抢修；2.2. 检查MVI 操作员站运行情况，严禁在MK VI 上随意调整任何参数，保持机组运行工况稳定；2.3. 若机组负荷在AGC 或一次调频模式，将燃机负荷控制切至预选方式，汇报调度要求保持稳定负荷；2.4. 现场监视各汽包水位、加强检查就地闭式水箱和凝汽器热井水位情况；2.5. 严密监视汽机MARK-VI 上主再蒸汽温度压力、低压缸排汽压力等主要参数；2.6. 故障期间，主要参数如水位、汽温等超限报警无法控制时，联合循环紧急停机；2.7. 紧急停机后现场检查高中低压旁路有无动作开启，就地关闭主再蒸汽电动隔离阀、高低压过热器出口电动阀、冷再电动阀，关闭中压过热器出口压力调节阀前手动隔离阀，隔绝除轴封供汽外其他所有至汽机和凝汽器的热源，若主汽压力高可开启电磁泄放阀泄压，汽压正常时手动关闭高中低压旁路调节阀；2.8. 就地停运高中压给水泵、凝结水泵，防止汽包满水和旁路水击事故；2.9. 保持轴封系统、循环水系统、闭式水系统正常运行，加强闭式水箱和热井水位监视；2.10.轴封系统无法维持运行时，破坏凝汽器真空，就地停运真空泵；2.11.做好正常停机的其他工作，停运后加强对公用系统和运行设备的就地检查。FDB2010-JSWJ-006 余热锅炉受热面放水至废水处理系统操作步骤1. 余热锅炉高中压汽包压力降至0.5MPa，低压汽包压力降至0.2MPa时，分别进行高中低压受热面放水操作；2. 检查定排集水坑排水泵具备投运条件并置自动状态，排水坑在较低水位；3. 检查余热锅炉放水至水洗曝气池、至#2曝气池进水阀均关闭，开启余热锅炉放水至#1曝气池进水隔离阀；4. 检查余热锅炉仪用空气压力正常，启动工业水泵向定排扩容器供冷却水；5. 开启余热锅炉排水至定排集水坑隔离总阀，关闭余热锅炉高中低压受热面放水至地沟手动隔离阀； 6. 开启过热器、蒸发器、省煤器至定排放水阀放水；定排扩容器排水温度控制在80以下。7. 检查定排集水坑排水泵自动启动排水正常；若集水坑水位过高，临时关闭部分受热面放水控制水坑水位；8. 检查#1曝气池水位，水位至2/3高度时切换至#2曝气池。FDB2010-JSWJ-008 关于锅炉水位监控技术要求根据运行规程及相关技术规定，对锅炉汽包水位监控作如下要求：1. 余热锅炉正常运行过程中，高、中、低压汽包水位自动设定值设在0mm位置，正常水位波动在50mm范围内，定排时水位下降不超过100mm。2. 余热锅炉正常运行过程中，每班均应核对就地远方各水位计指示，并作好记录；核对水位同时检查各差压水位变送器反馈值是否一致。3. 余热锅炉正常运行过程中，就地双色水位计、电接点水位计、远方水位变送器三套装置指示偏差在30mm以内，各差压水位变送器反馈偏差也在30mm以内（高压汽包B点偏差在50mm以内），若偏差超限，应立即分析原因，联系相关专业检查处理。4. 启动炉停运热备期间，每班定期检查汽包水位，及时补水，将水位保持在双色水位计可视范围内。5. 日常巡查过程中发现双色水位计光源不亮、电接点水位计个别接点不亮、差压水位变送器单个故障等缺陷，除登记缺陷外，还需联系及时处理。严格按照定期工作要求对水位计进行定期冲洗。FDB2010-JSWJ-009 蒸汽系统阀门卡涩事故预防及处理根据历次机组启动运行过程中出现的蒸汽阀门卡涩事故，对典型的蒸汽阀门卡涩事故制订预控措施及处理方案，其他类似阀门卡涩可参照处理。一、 高压过热器出口电动阀开启故障1. 预防性措施：（1） 机组长期停备期间定期传动检查维护；（2） 启动时高压蒸汽系统无压情况下，可采取先开阀再启动；（3） 热态启动在过热器出口温度高于当前压力下的饱和温度时，立即开启过热器出口电动阀；2. 事故处理：（1） 机组启动期间发生阀门开启故障，禁止继续进行启动流程；若机组已并网则应降低至旋转备用负荷；（2） 锅炉升压时发生过热器出口电动阀开启故障，立即开启过热器疏水阀、启动排放阀控制高压压力上升速度，尽早开高压电磁泄放阀泄压，但应注意高压汽包水位的控制；（3） 发现阀门开启故障时，立即就地检查阀门状态，查看阀门电源是否送上，就地采取手动摇松电动试开等措施；（4） 及时联系检修检查处理；（5） 就地采取措施仍无法开启时，进行故障停机处理；（6） 处理过程中高压压力超过12.6MPa，立即紧急停机；二、 高压旁路减温水调节阀开启故障1. 预防性措施：（1） 机组长期停备期间定期传动检查维护；（2） 启动前关闭调节阀前电动阀，开关调节阀检查阀门动作正常，阀门位置反馈正常；（3） 启动中检查阀门根据温度自动开启正常；（4） 高压旁路运行时经常检查旁路后温度调节是否正常；2. 事故处理：（1） 发生阀门卡涩或反馈异常时，立即就地检查阀门实际动作情况；（2） 根据旁路后温度变化情况，判断阀门是否有一定开度，试开阀门至50%以上检查温度变化情况；（3） 经检查确认阀门反馈故障，可采取远方手动方式控制旁路后温度；（4） 经检查确认远方无法操控，采取就地手摇方式控制旁路后温度；（5） 若高压旁路后温度快速上升，远方开阀无效，参照高压过热器出口电动阀开启故障事故处理，同时要求就地巡操及检修人员快速至现场检查，手动摇开；（6） 就地手摇时，必须密切联系集控，防止旁路后温度过低；三、 低压汽包水位调节阀关闭不能开启事故1. 预防性措施：（1） 机组长期停备期间定期传动检查维护；（2） 启动中检查阀门根据低压汽包水位自动开启正常；（3） 运行时经常检查低压汽包水位是否稳定；2. 事故处理：（1） 低压汽包水位调节阀关闭时，立即将阀门切至手动试开，根据汽包水位和给水流量变化确认阀门反馈故障还是真实关闭；（2） 确认低压汽包水位调节阀关闭时，立即开启低压省煤器至汽包排气阀向低压汽包补水；同时降低高中压汽包水位；（3） 立即联系巡操及检修就地检查手动摇开；（4） 低压汽包水位难以维持时，连续降低燃机负荷减少蒸发量，水位下降迅速时应减负荷至旋转备用负荷，即将进入SPPM燃烧模式时提前退出性能加热器；（5） 低压汽包水位低联跳高中压给水泵后，立即紧急停机处理，禁止开启高中压旁路，高压压力高时开启电磁泄发阀控制压力；（6） 处理过程中注意凝结水压力和热井水位的控制，热井水位高时开启至凝结水储水箱回水电动阀，必要时启动备用凝泵并开启至循环水放水电动阀手动阀进行放水。FDB2010-JSWJ-010 发电机氢气露点控制措施根据DL/T651氢冷发电机氢气湿度技术要求，发电机氢气露点应严格控制在25至0之间。目前，三台发电机氢气露点均偏低，且无较好的调整措施，现采用定期投停氢气干燥器的方法来控制氢气露点，具体措施如下：1. 发电机氢气干燥器正常运行时，定期检查氢气露点，露点低至-25时，将氢气干燥器停电，并做好记录；2. 发电机氢气干燥器停电后，每个日班投运一次检查氢气露点情况，记录投运10分钟后的露点值，露点高于-20时保持干燥器运行，否则重新将干燥器停电；3. 发电机停备期间，检查发现氢气露点高于0，及时投入氢气干燥器运行，投入干燥器冷却水，并在两侧干燥器自动切换前及时投入压缩空气系统；发生氢气露点高或变化大等异常情况，及时分析原因并联系检修检查处理。FDB2010-JSWJ-012 循泵冷却水故障处理一、 事故现象1. 循泵冷却水压力、流量低报警；2. 备用冷却水泵不联动或联动后冷却水压力流量仍低3. 运行循泵跳闸，备泵不联动；凝汽器真空快速下降；二、 事故处理1. 循泵冷却水压力或流量低，立即检查备用冷却水泵是否联动，否则应手动启动备泵，启动不成功可再次启动原运行泵；2. 立即就地开启工业水至循泵冷却水手动隔离阀；工业水泵两运一备，确保冷却水压力正常；3. 保持机组稳定运行，密切关注真空情况，汽机背压高至7.5inHG时，低真空保护动作跳整套机组，否则手动紧急停运联合循环机组；4. 循泵跳闸后可试启备用循泵，若启动条件不满足，等循泵冷却水压力正常后重新启动循泵；若机组已低真空保护动作跳闸，在凝汽器温度低于50前，不允许往凝汽器通入循环水；5. 检查冷却水泵跳闸原因，消缺后重新试投，试验正常后关闭工业水至循泵冷却水隔离阀。FDB2010-JSWJ-013 燃烧切换时振动大自动停机事故处理#2燃机启动加负荷过程中曾经发生燃烧模式切换至PM模式时振动大触发自动停机保护，停机过程中在切回PPM模式时产生燃烧分散度高机组跳闸事故；为防止类似情况的再次发生，做好以下控制措施：1. 燃机即将切换至PM燃烧模式前应缓慢增加负荷，使TTRF1逐步靠近2300；临近切换时再大幅度提高负荷使TTRF1温度越过并远离切换点；2. 模式切换时密切关注DLN页面上各参数，尤其是BBMAX的变化情况；在发生振动大自动停机保护被触发后，若BBMAX已降至0.8in/s以下，立即对燃机进行主复位并重新选择START指令，控制燃机负荷使燃机继续保持在PM模式下运行；若燃烧模式已经切换至PPM模式，则适当降低负荷，使燃烧模式在PPM下稳定运行，在振动大原因未查清并消除前不得再次进入PM模式；3. 汽机余热锅炉应同时做好机组快速减负荷准备及机组跳闸的事故预想。FDB2010-JSWJ-017 二拖一启单台凝泵运行凝结水压力控制措施为预控风险，做好二拖一期间单台凝泵运行凝结水压力控制，特制定以下控制措施，请各值遵照执行：1. 第二台机组并网后尽快并上低压蒸汽；2. 提前控制运行炉汽包水位，高中压汽包水位在0位以上，低压汽包水位+200mm；3. 提前控制待并炉低压汽包水位+200mm以上，高中压汽包水位在压力稳定后也尽快调整至正常值；4. 提前控制凝汽器热井水位在0mm左右；水位水质正常时，禁止开启锅炉高中压定排及疏水；5. 第二台机组并网后，尽早关闭至厂区疏水，隔严凝结水至厂区疏水扩容器减温水；6. 根据凝结水母管压力，控制再热旁路减温水调节阀开度，再热旁路后温度可控制到160；7. 并汽期间，若凝结水母管压力下降接近3.1MPa，采取降低高中低压汽包水位措施恢复压力；8. 并汽期间，若凝结水压力降低接近3.0MPa，关小凝结水喉部水幕喷水调节阀，调节阀最小开度需保持在30%以上；9. 并汽期间严密监视凝结水压力；10. 停机解炉过程参照并汽措施执行；注意尽量降低待解炉负荷，解炉后立即关小高中压旁路。FDB2010-JSWJ-020 自动并汽解炉操作步骤及运行控制措施一键式自动并汽解炉控制逻辑已完成并下装至DCS，进行自动并汽解炉操作时按下列步序进行，并做好相应控制措施:自动解炉操作步骤及控制措施：1. 正常运行机组尽量保持高负荷稳定运行,并供辅助蒸汽；汽机IPC 定值正常，CV 不在全开位置；待解炉负荷已降至60MW 左右，冷再调节阀处于正常调节模式；2. 正常运行机组高压旁路在“运行设定”模式，再热旁路在“自动设定”模式；高中压电动主汽阀、冷再电动阀调节阀均在手动全开状态；3. 待解炉高中压旁路及旁路减温水在自动模式、高中压电动主汽阀、冷再电动阀、调节阀均在自动模式；4. 在待解炉顺控解炉操作面板上发允许指令；检查顺控解炉程序开始；5. 检查待解炉高压旁路压力自动设定值自动降低比母管压力低0.2MPa，高压旁路缓慢开启，注意旁路减温水自动投运正常；6. 检查待解炉再热旁路压力自动设定值自动降低比运行炉低0.5MPa，随着高压旁路的开启，再热旁路正常跟随开启，注意IVR 正常，运行炉再热旁路不应动作；若此时IVR 下降快难以控制，立即将高压旁路切至手动，提高旁路压力设定值并回高压蒸汽，同时降低IPC 设定值以维持IVR 正常；中止自动解炉程序。7. 再热旁路调节正常，注意冷再流量和高压进汽机流量变化情况，当两者流量中最大值小于40T/h，待解炉热再电动阀自动关闭，高压旁路压力设定值为当前主汽母管压力，注意再热旁路调节正常，再热旁路全开时，IVR 将依靠运行炉再热旁路进行调节。若此时IVR 下降快难以控制，手动关闭待解炉冷再电动阀调节阀，手动关闭高压电动主汽阀，主汽阀关闭后及时关小高压旁路并降低待解炉负荷；8. 热再电动阀关闭后，高压主汽电动阀自动下关，20s 后冷再电动阀开始关闭；关闭过程中注意IVR依靠运行炉再热旁路调节正常，若此时IVR 下降快，降低IPC 设定并手动关闭待解炉冷再调节阀；9. 高压电动主汽阀关闭后，检查高压旁路压力设定值自动逐渐提高至11MPa，高压旁路逐渐关小；再热旁路压力自动设定比运行炉低0.2MPa，降低相应燃机负荷并解出低压蒸汽；将高中压旁路切至运行设定，调整压力设定值正常，解炉过程结束；10. 解炉过程中，应该动作的电动阀不动，或调节阀调节异常，立即手动干预，并采取手动方式解炉；11. 旁路动作时，注意旁路减温水调节正常；若出现旁路后温度高并难以控制，切至手动方式解炉；自动并汽操作步骤及控制措施：1. 正常运行机组尽量保持高负荷稳定运行,汽机IPC 定值在10001200psi 范围内；待并炉负荷60MW左右，主再蒸汽温度符合并汽要求；2. 正常运行机组高压旁路在运行设定模式，再热旁路在自动设定模式；高中压电动主汽阀、冷再电动阀调节阀均在手动全开状态；3. 待并炉高中压旁路在自动状态运行设定模式，高中压旁路减温水控制在自动状态，高中压电动主汽阀、冷再电动阀在自动状态，冷再调节阀在手动全关状态；4. 在待并炉顺控并汽操作面板上发允许指令；检查顺控并汽程序开始；5. 检查中压旁路自动切至“自动设定”模式，当热再电动阀前后压差小于0.2MPa 时，自动开启热再电动阀；若旁路全开仍不能满足压差要求，提高高压旁路压力自动设定值降低再热压力；6. 热再电动阀开启后，待并炉高压旁路自动切至“自动设定”模式，