汽轮机防滑防冻事故预案

凝冻天气机组运行技术措施(汽机专业)针对凝冻天气下可能出现的各种异常情况，汽机专业特制定如下技术措施：一：日常维护1.1机组运行时（一）防冻部分序号防冻设备防冻措施责任人1各热工仪表取样管；停运后放尽系统存水。专责及各运行值长及岗位当班值班员2各水系统，蒸汽系统；3化学取样管；4排污坑；定期排污。5氢气干燥器疏水器；环境温度降到1时微开，保证有长水流动。6凝汽器水封补水管；环境温度降到1时微开，保证有长水流动。7真空泵汽水分离器补水管；环境温度降到1，对汽水分离器定期换水。8备用真空泵及冷却水系统；定期切换。9备用冷却器；环境温度降到1，微开出水阀门，保证有水流通。10工业水至冷却水管。微开循工联络门11厂房大门和窗户保持关闭状态（除零米卷闸门定期开关时）。12蒸汽或水暖加热的容器、管道或设备 应按设备规程要求，加强对采暖加热设备的检查和调整，维持设备必须温度。（二）防滑部分序号防滑部位防滑措施责任人1各处楼梯；提前清扫地面积水，保证照明充足。宋洪宾及各运行值长及岗位当班值班员2各油系统台面；及时联系清理干净积油，保证照明充足。3凝汽器负零米；保持地面无积水，保证照明充足。4凝汽器进水侧楼梯；随时联系清理楼梯油污，上下楼梯双手握紧扶手。5循泵电机爬梯。随时连续清理楼梯油污，上下楼梯双手握紧扶手。22 机组停运时（一）防冻部分序号防冻设备防冻措施责任人1各热工仪表取样管；停运后放尽系统存水。（循环水系统水不能隔离彻底时，对于循环水系统采用扩大单元制运行的，将循环水进、回水门开出5%，取用临机循环水，维持一定量循环水流过。）专责及各运行值长及岗位当班值班员2各冷却水、凝结水、循环水、内冷水系统，蒸汽系统；3化学取样管；4凝汽器、各加热器汽、水侧4排污坑；定期排污。5氢气干燥器疏水器；环境温度降到1时微开，保证有长水流动。6厂房大门和窗户保持关闭状态（除零米卷闸门定期开关时）。7各工业水用户关闭停运设备工业水进出口门，关闭机组进水及回水总门后对工业水水管进行泄压8停运冷却水塔加强冷却水塔的巡回检查，发现有结冰、挂凌现象时应采取通水熔解等手段去除，并及时联系 汇报。序号防滑部位防滑措施责任人1各处楼梯；提前清扫地面积水，保证照明充足。专责及各运行值长及岗位当班值班员2各油系统台面；及时联系清理干净积油，保证照明充足。3凝汽器负零米；保持地面无积水，保证照明充足。4凝汽器进水侧楼梯；随时联系清理楼梯油污，上下楼梯双手握紧扶手。5循泵电机爬梯。随时连续清理楼梯油污，上下楼梯双手握紧扶手。二： 异常情况预案1 单机运行1.1 单机运行期间值长应尽可能地与调度沟通，保持机组最低负荷在160MW及以上运行，以增加机组运行的稳定性。1.2 运行各值应做好该运行方式下的事故预想及事故处理演练。1.3 运行中若出现机组跳闸、锅炉熄火等事故，能够立即恢复的，应及时恢复机组运行，但须注意：1.3.1及时将辅汽联箱汽源切为新蒸汽供，维持机组轴封供汽正常。1.3.2确保厂用电系统供电正常。1.3.3严防锅炉严重产正、烟道二次燃烧及汽包满水和缺水事故的发生。1.3.4若事故原因造成机组不能立即恢复运行的 (需停机处理的)，经确认无误后，作停机处理(机组紧急停运和故障停运的处理按规程规定执行)，同时应及时汇报相关领导。1.4 凝冻期间，维护好办公室、家属区、辅机楼的暖通。其它未尽事宜的异常及事故处理按运行规程及纳雍发电总厂事故处理预案的相关规定执行。2 线路原因，造成机组停运2.1 机组甩负荷跳闸时2.1.1首先检查高、中压主汽门、调门、高排逆止门、各段抽汽逆止门关闭，机组转速是否在瞬间升高后下降；2.1.2 启动主机交流油泵运行，防止汽轮机断油烧瓦；保安段失压时，启动主机直流油泵、空、氢侧直流油泵，防止断油及漏氢；2.1.3 按照要求完成其他停运操作，或者是恢复运行的操作；2.1.4 机组停运后，一定在真空到零后再停运轴封汽；2.1.5如果机组解列后，没有其他运行机组提供轴封汽的情况下，一定要及时开启高压汽源维持轴封汽压力正常；2.1.6 一旦轴封汽压力无法维持时，应马上破坏真空紧急停机；破坏真空停机的相关操作按照破坏真空紧急停机的操作执行；2.1.7若循环水泵随机组跳闸时，造成循环水中断,应立即紧急破坏跳闸机组真空,真空到零后,停止跳闸机组轴封,以防凝结器超温;2.1.7 机组停运后，要及时投运盘车运行；保安段失压时，安排手动盘车；3 无热源启动首台机组的措施及注意事项3.1启动前的检查及准备工作3.1.1 确认机组所属设备、系统检修工作完毕，现场清洁，照明充足，所有坑、孔、洞遮盖完整，各楼梯、平台、栏杆完好无损，临时设施及围栏拆除，保温完好，通道无杂物，所有消缺工作结束，工作票终结。3.1.2 确认各测量仪表齐全完好，一、二次门开足，指示正确。3.1.3测量各400V转动辅机的电动机绝缘合格，送上控制、动力电源；6kV辅机开关送至试验位。并检查各转动辅机电机接线、接地线完好；检查各轴承油位正常，油质合格，各油箱加热器能正常投用；用手盘动辅机转轴轻松、无卡涩现象。3.1.4确认各辅机轴承冷却水正常 。3.1.5确认各电动阀门电源送上，气动阀门气源正常，且校验远操、就地开关灵活，限位、联锁正常，各调节门调节准确可靠，电磁阀动作正常。3.1.6确认主机大联锁试验正常。3.1.7确认各辅机联锁、保护试验合格，转向正确，试运行正常。3.1.8确认DCS、DEH、MEH、TSI、ETS控制、保护电源送上，且试验合格，系统正常，CRT电源、画面正常，鼠标操作灵活。3.1.9 确认BTG盘所有仪表、开关按钮、指示灯齐全完好，热工信号、事故音响、声光报警齐全完好。3.1.10 确认调速系统静态特性试验合格。3.1.11 查现场消防设施齐全完好，消防水系统运行正常。3.1.12确认现场通讯良好，所需操作工具、测量工具、检查工具及各记录本、记录表齐全完好。3.1.13按系统阀门检查卡将各系统阀门调整至启动前位置，并收回“禁止操作”牌。3.1.14检查机组各系统设备异动实施情况，特别是电气及热工保护逻辑的修改情况，并检查相关记录是否完善、正确。3.1.15通知化学专业准备好足够的氢量及安排好除盐水系统的工作准备好足够的除盐水量。3.1.16根据机组油系统检修工作情况，联系进行主机润滑油、EH油油质化验工作，若不合格，需配合检修进行滤油直到油质合格。3.1.17投入油箱加热装置，确认油温21，投运主机润滑油、EH油系统进行油循环，查系统管路、阀门无泄漏，确认油泵运行正常、主机各轴承回油正常。3.2启动操作步骤3.2.1发电机气密性试验结束后，进行发电机充氢工作a) 具备条件后，投运密封油系统运行，查系统管路、阀门无泄漏，确认油泵运行正常。b) 检查氢系统上有关补氢门、排气门、排污门、取样门及发电机抽真空门关闭。c) 检查发电机氢系统上，油水继电器及氢气湿度、纯度监测系统和氢气干燥器进、出气门在全开位置。d) 发电机充氢前，配合检修人员进行系统的气密性试验，试验合格后可联系、安排充氢工作。e) 根据分场下发的发电机充氢措施，严格按照充氢操作票进行充氢操作。f) 通知化学人员化验，待发电机内氢气纯度达到96%以上，而氢气压力达到0.20.25MPa时，充氢工作结束。3.2.2循环水系统投入运行a) 检查机组凝结器循环水进出水门在开启位置，确认循环水系统各放水门关闭，启动一台循泵运行向循环水系统通水。b) 查循环水系统管路、阀门无泄漏，循泵运行正常。c)开启循环水水侧排空气门排空气（空气排完后关闭）d)启动一台冷却水升压泵, 冷却水压力正常后投入联锁，向冷油器、空冷器等通水并将系统空气排尽。3.2.3进行机组启动前的有关试验具备条件后，将机组有关设备电源送上（或将开关置试验位置）。通知检修分场，进行有关保护及联锁试验。a) 汽机调节系统静态试验（根据检修要求）。b) 主机低油压联锁及保护试验。c) 汽机抽汽逆止门动作试验。d) 汽机脱扣试验及联锁试验。e) 机组高、低旁路联锁试验。f) 机组低真空保护试验。h) 主机轴向位移保护试验。i) 发电机断水保护试验。j) 锅炉MFT保护及联锁试验。k) 汽机及锅炉的有关辅机联锁试验。l) 机、炉、电大联锁试验。3.2.4 投入汽轮机盘车 具备条件后，投入汽轮机润滑油、顶轴油系统，查系统管路、阀门无泄漏，油泵运行正常，投入汽轮机盘车，确认盘车运行正常，机组声音正常，动静部件无磨擦。3.2.5 凝结器上水通知化学，将凝补水箱水位补至正常，开启凝结器凝补水箱来补水调节门，启动凝补水泵向凝结器补水至正常水位(800mm)，并向发电机内冷水箱、真空泵分离器补水至正常水位。3.2.6 除氧器上水a) 确认凝结水系统设备及各阀门位置正常。b) 启动一台凝结水泵运行，查凝泵运行正常，凝结水系统管路、阀门无泄漏。调整除氧器水位调整门向除氧器进水（水位维持在1200mm以上）。c) 除氧器上水过程中，开启各加热器水侧空气门，空气排完后关闭。除氧器上水过程中关闭各低加疏水门及危疏气动门，密切监视各加热器水位，判断加热器是否泄漏。3.2.7 锅炉上水a) 按锅炉上水前检查操作票进行检查工作。b) 具备条件后，启动一台前置泵向按锅炉上水，查前置泵运行正常，给水系统管路、阀门无泄漏。c) 根据上水水温及锅炉汽包壁温差情况（应40），严格控制上水速度。将汽包水位上至-50mm时，停止进水，确认汽包水位正常，系统无泄漏，通知化学化验水质合格。,进行锅炉点火前的系统及设备检查工作。3.2.8 凝结器抽真空a) 根据锅炉上水及凝结器抽真空以往情况，按凝结器抽真空操作票进行凝结器抽真空工作。b) 启动一台真空泵运行，查真空泵运行正常，系统管路、阀门无泄漏。c) 凝结器抽真空到-30kpa左右时，通知锅炉点火。3.2.9 锅炉点火后暖管、及升温、升压a) 锅炉点火后，确认主再热蒸汽管道疏水门开启，开足水压试验阀门，开启高低旁进行主再热蒸汽管道暖管。b) 锅炉起压后，逐渐开足高旁，维持再热压力0.51Mpa(用低旁控制)，开启冷再至辅汽母管电动门，对辅汽管道及辅汽联箱进行暖管(确认2号机辅汽母管至邻机辅汽母管联络门关闭)。c) 当炉侧主汽压力达1Mpa主汽温度达200以上，开启轴封高压汽源调整门进行轴封汽系统暖管。暖管结束后，开启轴封高压汽源调整门向大、小机轴封汽供汽，维持轴封汽压力、温度正常。d) 辅汽联箱压力达0.3Mpa，温度达200以上，向除氧器供汽，投入除氧器加热。e) 整个暖管过程，应严格按照规程要求执行，控制升温升压速度，并注意各设备、管道无振动、冲击。f) 汽机进行冲转前的全面检查工作。g) 当汽包压力升至2.53.5MPa，主汽温升至350，再热汽温升至300时，对锅炉各运行系统及本体进行全面检查正常。联系化学化验汽水品质合格后，并通知汽机准备冲转。3.2.10 汽机冲转、升速、暖机a) 关闭冷再至辅汽母管电动门，开启冷再至轴封汽母管调整门(由轴封汽系统倒供辅汽联箱，辅汽压力尽量维持在0.30.6 Mpa)，用轴封高压汽源调整门控制轴封用汽及辅助汽源，必要时用旁路门参与调节。b) 检查轴封汽投运正常后，查凝汽器真空应上升(必要时可增开一台真空泵运行)。c) 真空达76Pa以上，检查其它冲转参数和条件满足要求后，投入汽机相关保护。记录冲转参数，汽机准备冲转。d) 启动高密泵运行，查系统油压正常。e) 关闭高旁，待再热压力泄至0后关闭低旁。f) 严格按冷态开机操作票进行冲转前的准备工作及冲转工作（冲转前、后在DEH上应检查各阀位开度及动作情况正常）。g) 汽机冲转后，转速600rpm、2040 rpm分别进行暖机及检查工作，中速暖机工作结束，恢复凝汽器真空，待主汽压力升至4.04.5 Mpa后，将转速升至2900 rpm时进行阀位切换，转速升至3000 rpm，做汽机打闸试验，确认跳闸机构正常，各阀门关闭正常。重新挂闸升速至3000 rpm。 h) 整个汽轮机冲转、升速、暖机过程，应加强对机组振动、胀差、缸胀、轴向位移、轴承温度、推力瓦块温度等工况的监视，中速暖机过程中(维持主汽压力2.5，锅炉参数应保持稳定，主、再热汽温不得超过427。i) 机组过临界转速时应保持平稳，临界转速下各轴振不大于0.254，瓦振不大于0.1，否则应打闸停机，查明原因后决定是否重新起动。g) 机组全速后，进行全面检查和调整，维持各系统运行设备、参数在规定范围内。K )联系检修人员配