火电机组单机运行期间保证安全稳定运行的措施

关于确保3号机组安全稳定运行的技术措施因4号机组漏泄停机，3号机组单机运行，结合3号机组锅炉水冷壁外漏的实际情况，制定3号机组安全稳定运行的安全技术措施，请生产各单位严格按要求执行。一、特殊管理措施1、机组负荷保持在400MW以下，对应主汽压力降低1MPa。2、运行人员要密切监视漏点变化趋势，发现漏泄量增大及时汇报；锅炉分公司、生技部相关专业人员要重点检查漏点变化情况，发现异常，及时采取相关措施。3、运行人员缓慢调整变负荷速率，防止机组负荷与压力大幅度变动。4、当班值长要根据天气变化及时控制热网及厂暖供汽量，减轻机组负荷压力。5、确保2号机组在热备用状态，生产各单位要做好2号机组随时启动的相关准备。二、运行管理方面措施1、各运行单位要严格执行设备巡回检查制度，发现影响主机及主要辅机安全运行的缺陷及时汇报值长，值长应立即通知责任单位人员到现场处理，并通知责任单位领导及相关领导。2、严格执行“工作票、操作票”制度，做好危险点预控和安全措施。3、运行人员要认真监盘，精心调整和操作，发现各类参数（包括环保排放参数）异常及时分析、解决。根据设备运行方式、设备缺陷、环境因素等做好相关事故预想。4、尽量不安排大型操作，必须的大型操作要由生技部组织做好周密安排，分公司领导要及时到位监护，安监部、生技部、厂部主管生产领导要到位监护指导。5、运行人员每天16.：30进行等离子设备在线试验，保证等离子可靠备用，提高机组深度调峰能力。6、做好燃煤混配工作，控制好各煤种的掺烧比例，保证锅炉燃烧稳定及污染物排放达标。三、机组消缺和设备维护措施1、进行消缺作业和设备抢修作业时，严格执行工作票制度。特殊情况，经值长同意启动事故抢修程序，并做好危险点预控和安全措施。2、对影响主机及主要辅机安全运行的设备缺陷，责任单位主要领导必须到现场组织抢修处理，相关领导到位监护。3、机组运行能消除的设备缺陷要做到当天发现当天消除，因特殊情况需要延期处理的要经生技部批准。尽量避免二次回路作业。4、各单位检修维护人员每天至少对机组所属设备巡检两次，并在现场设置的设备巡检记录本上签字。巡检中发现问题及时汇报相关领导，对具备处理条件的，责任单位值班领导应立即组织处理，不具备处理条件的，要采取防止缺陷扩大措施。5、各单位按维护周期及时进行设备日常维护、保养（给油脂等）。6、制粉分公司要加强磨煤机、给煤机设备的维护工作，防止给煤机着火、回粉管落粉及石子煤排料管结焦事故的发生。7、燃料系统值班人员要加强设备巡视，及时消缺，及时清理煤中杂物，保证除铁器等设备正常运行，在保证机组正常供煤的同时，避免给煤机断销子事故的发生。四、生产现场值班要求1、各单位安排的值班人员要具有独立的工作能力，不具备独立工作能力的人员不允许安排值班，值班前不许喝酒。电气、热工分公司各相关专业每天要保证有一名班长（或技术员）在元宝山。2、值班人员要深入现场，了解设备运行状态，掌握设备缺陷，对异常情况作出分析，及时制定防范措施，做好异常运行设备故障或跳闸的事故处理预案。3、现场发生设备缺陷时，值班人员接到值长通知后15分钟必须到达现场，对发生的缺陷及时处理，值长和机长对值班人员到场情况做好记录。4、公司生产系统全体管理人员要保持24小时手机开通，确保生产信息畅通；各分公司正、副职不能同时离开市区（赤峰、元宝山）否则要向主管领导请假，并通知公司生产系统值班人员。五、单机运行专项处置预案1、如3号机组锅炉漏泄有明显增大趋势或发生其它较大缺陷时，如能维持低负荷运行，及时启动2号机组，待2号机组并网并运行正常后，停止3号机组运行。3、如因电网故障或机组保护误动导致机组跳闸，根据运行机组实际状况，启动“3号机组运行事故预案”，详细情况见附件。附件：3号机组运行事故预案生产技术部2013年2月03日3号机组运行事故预案一、3号汽轮机跳闸，锅炉灭火，极热态启动1、 保持机侧所有管路疏水门关闭，缸体疏水门开启。2、 低压旁路保持关闭，关闭辅助蒸汽母管对外供汽手动门。3、 关闭辅助蒸汽供除氧器加热调节门，冬季采暖期关闭辅助蒸汽供热网、暖风器调节门。4、 缓慢开启高压旁路，维持再热蒸汽压力在1.5MPa左右。5、 主蒸汽供轴封系统暖管：开启电动门，稍开电动门前手动门、适当开启调节门，开启手动门后手动门，暖管5分钟。6、 主蒸汽供轴封系统暖管结束，缓慢开启电动门前手动门，注意监视调节门调节情况及轴封系统母管压力，必要时开启旁路电动门。7、 主汽供轴封汽源投入后，就地缓慢降低冷再供辅汽基地调节器压力定值至零，关闭冷再供辅汽调节门，注意监视主汽供轴封调节门调节情况，必要时可用手动门调节轴封压力。8、 冷再供辅助蒸汽调节门关闭后，关闭高压旁路，开启低压旁路，再热蒸汽系统泄压。9、 锅炉侧值班人员随时做好点火准备，待机侧将轴封供汽切至主蒸汽后，锅炉开始点火。10、 锅炉点着火后，开启管路疏水门，调整高压旁路开度，保证主蒸汽压力满足轴封供汽需要，建立正常汽水循环，按热态启动方式进行升温、升压。11、 汽轮机达到冲动参数，汽轮机按热态启动方式进行冲动。12、 发电机具备并网条件，发电机并网。13、 机组并网后，按热态启动方式进行升温、升压、加负荷。14、 机组负荷达到到99MW后，及时投入冷再供辅助蒸汽汽源，四次抽汽供除氧器加热汽源。15、 辅助蒸汽压力正常后，投入辅助蒸汽供轴封系统，关闭主汽供轴封系统电动门、手动门。辅助蒸汽供给的其它热用户，依据现场情况逐一顺序投入。16、 其它操作按正常启机程序进行操作。注意事项：（1） 主蒸汽供轴封汽源投入后，要注意监视轴封供汽温度及机组胀差变化情况，避免温度变化幅度大导致胀差超限的情况发生。（2） 因主汽压力较高，主汽供轴封汽源投入后，注意监视轴封系统压力，防止轴封系统超压。（3） 因除氧器没有加热汽源，水循环时，除氧器以后的设备将受到不同程度的冷却，运行人员在上水过程中，流量增加要缓慢、平稳，防止管路发生振动。（4） 锅炉点着火后，要控制好升温、升压速率，防止汽轮机轴封部位发生汽水冲击。二、3号机组冷态启动1、 锅炉点火前，按机组冷态启动程序启动相关辅机，除氧器不能投入加热，锅炉上冷水点火。2、 锅炉具备点火条件后，锅炉开始点火。3、 锅炉点着火后，按冷态启动方式进行升温、升压。4、 调整高压旁路开度，保证主、再热蒸汽升温、升压速率匹配。5、 主汽压力达0.2MPa时，主汽供轴封系统暖管。6、 主汽压力达1.0MPa时（具体情况视现场情况决定），主汽供轴封系统投入运行，凝汽器开始抽真空。7、 凝汽器真空正常后，投入低压旁路，5%旁路导入凝汽器。8、 汽轮机达到冲动参数，汽轮机按冷态启动方式进行冲动，9、 发电机具备并网条件，发电机并网。10、 机组并网后，按冷态启动方式进行升温、升压、加负荷。11、 机组负荷达到到99MW后，及时投入冷再供辅助蒸汽汽源，四次抽汽供除氧器加热汽源。12、 辅助蒸汽压力正常后，投入辅助蒸汽供轴封系统，关闭主汽供轴封系统电动门、手动门。辅助蒸汽供给的其它热用户，依据现场情况逐一顺序投入。13、 其它操作按正常启机程序进行操作。注意事项：（1） 锅炉点着火后，凝汽器未建立真空前，注意监视A疏水扩容器内温度，开启A疏水扩容器减温水旁路门加大减温水量，必要时启动真空泵，限制部分管路疏水门，防止疏水量过大，鼓开低压缸安全门。（2） 凝汽器未建立真空前，要控制好锅炉燃烧率，保证主、再热蒸汽升温、升压速率匹配，防止管路发生汽水冲击。（3） 主汽供轴封汽源投入后，注意监视轴封系统压力，防止轴封系统超压。二、2号机组冷态启动1、 锅炉点火前，按机组冷态启动程序启动相关辅机，除氧器不能投入加热，锅炉上冷水点火。2、 锅炉具备点火条件后，锅炉开始点火。3、 锅炉点着火后，按冷态启动方式进行升温、升压。4、 调整好高压旁路开度，保证主、再热蒸汽升温、升压速率匹配。5、 在汽轮机凝汽器未建立真空前，延迟关闭锅炉侧主、再热蒸汽疏水门，以防止管路发生汽水冲击。6、 冷再热蒸汽压力达0.5MPa时，冷再供辅助蒸汽系统暖管，关闭辅助蒸汽系统对外供汽门。7、 冷再热蒸汽压力达1.0MPa，投入辅助蒸汽系统。8、 辅助蒸汽系统压力达到1.0（1.2）MPa时，依次投入主、小机蒸汽抽汽器，启动主、小机真空泵，投入冷再供主、小机轴封系统汽源，主、小机凝汽器开始抽真空。9、 锅炉增加燃烧率，调整高压旁路开度，保证蒸汽抽气器