保证#2机单机安全运行方案

1、保证#2机单机安全运行方案批准：会签：审核：编写：杨召伟 卢寅虎 王压保 杨静然 孔 亮河南华润电力首阳山有限公司二一三年四月八日我司#1机组大修期间（4月11日-6月5日）#2机组单机运行，针对目前机组运行状况及煤炭库存结构，特制订#2机组单机运行安全技术措施。一、保电网稳定措施服从调度指挥，加强厂网协同。在设备系统发生异常时，必须在第一时间内汇报网省调度，同时积极与调度沟通，构建和谐的厂网关系。严格执行网省电力公司气象监测点制度，如遇恶劣天气及时汇报网省调，并做好事故预想和处理预案。500KV、发变组、厂用电系统按正常运行方式运行，继电保护装置、电网一次调频、故障录波装置等按规定正常投入，

2、禁止无保护运行。严格执行500KV母线电压调整规定，及时调整有功、无功负荷，确保邙马线路电能质量。严格按调度负荷曲线带负荷，同时加强与调度的沟通，争取较高的发电计划。细化以值长为首的生产现场指挥系统，抓好安全责任制落实。加强调度纪律，严格调度命令。凡因不执行调度命令而引起的一切不正常，不应有的损失，要严肃处理。二、保机组稳定运行措施#1机组检修期间，原则上不安排#2机组重要设备的检修及重大操作，必须操作时相关领导和专业人员到现场把关。加强工作票、操作票管理，严格执行操作监护制度，坚决杜绝违章操作。做好无烟煤掺烧工作，根据火检情况及时调整烟煤掺烧量，保证锅炉燃烧稳定。锅炉的燃烧调整要做到勤调细查

3、，根据燃烧情况及机组负荷，及时调整二次风量，维持锅炉燃烧稳定。巡检人员按规定检查，防止结焦，保证汽温、汽压按规程规定在正常运行范围内。加强燃油系统监视检查力度，按照定期工作要求严格执行油枪试投及吹扫工作，保证炉前油系统良好备用。切实做好巡检工作，发现问题及时汇报，并填入“缺陷记录”，通知相关维护人员进行处理。严格执行保厂用电措施、机组紧急停运规定（见单机运行机组跳闸极热态快速恢复操作票），充分做好事故预想。单机运行期间做好#2机组柴油发电机试运，确保柴油发电机可靠备用。加强仪用空压机的巡检和维护，确保仪用空压机可靠备用，同时严格执行压缩空气使用审批制度。检查确认1杂用气出口电动门投“联锁”，并

4、至少有一台仪用空压机投“热备用”，保证压缩空气系统安全。做好#2机组吸风机、增压风机联调工作。2机组的增压风机的调整力求平稳，避免大幅度调整静叶开度，造成炉膛压力波动，增压风机入口压力按以下要求控制：360MW以上压力保持100pa左右，360MW以下保持200pa。与中水厂保持良好沟通，加强水源地巡检力度，确保水源地和中水系统供水可靠。单机运行及节假日期间提前联系药品等物资进库，保证物资充足。运行人员加强与溧阳维护的沟通，发现给煤机断煤、煤仓蓬煤及时进行振打，必要时对断煤蓬煤严重的煤仓进行拉仓。加强给煤机的巡检，防止发生给煤机卡石头现象撕裂皮带，运行人员做好单台给煤机长时间断煤和两台给煤机同

5、时断煤事故预想。控制煤仓仓位在较高仓位，交接班仓位90%以上；仓位低于60%立即组织加仓上煤。坚决杜绝空仓断煤现象的发生。#1机组检修前期安排一台启动锅炉进行试点火，启动锅炉至#1辅汽联箱管路吹扫。#1机组检修期间组织加班人员原则上以#1机组人员为主，尽量避免两台机组人员交叉替班造成走错间隔。#2机组单机运行期间，凡涉及到公用系统的操作或隔离必须汇报值长。三、设备维护管理措施1、综合管理：严格执行“两票三制”，杜绝无票作业。切实加强对“两票三制”的管理与监督。切实做好巡检工作，发现问题及时处理。各专业负责#2机组维护的专工每天不少于两次对现场巡视；维护单位专职巡检人员要勤检查、不遗漏、认真按照

6、要求高质量完成日常巡检任务。各单位在积极服务#1机组检修的同时，对#2机组的维护力量不得减弱，各专业均指定专门人员负责#2机组安全稳定运行。做好与#1机组的隔离工作，标识明显、醒目，防止#1机组检修人员误入。加强和督促对维护单位的管理，重点检查巡视质量、人力安排、缺陷处理质量和安全保障。一般不进行重大的改造，禁止进行有影响风机安全的试验工作和检修工作。对影响机组安全运行、导致负荷受限等急需处理的缺陷，专业人员应高度重视，并及时汇报，处理前必须作好全面、可靠的安全措施，亲临现场予以督促和落实。2、电气维护：加强巡查力度，防止运转设备轴承（轴瓦）及电机温度过高。加强发电机励磁滑环及碳刷的温度监控，

7、对发电机励磁滑环及碳刷进行清扫，防止滑环过热。对主变、高厂变、高公变和启备变加强巡回检查，用红外成相测温仪对110kV、500kV变电站，刀闸触头、母线夹件及接线板测温，发现异常现象及时处理。加强直流系统、蓄电池组、UPS的巡检，发现直流系统接地等异常现象及时处理。加强对凝泵变频器房间温度检查，加强滤网清理。加强发电机励磁柜的检查巡视，及时清扫更换通风滤网。#1机组修期间保持邙启备变热备用状态。3、热工维护：加强对DCS每日24小时的重要保护信号测点的历史曲线检查，发现参数异常，及时处理。加强大小机LVDT紧固情况检查，只检查不能动，如发现问题，采取好措施再处理。加强DCS控制装置、PLC控制

8、装置的检查，做好模块工作状态、电源工作状态和通讯状态的检查。加强热控设备电源装置的检查，开关状态，备用电源供电情况。加强对热控汽水高压取样测点二次门、排污门、变送器接头进行巡检。4、机务维护：加强对制粉系统的磨煤机、给煤机的检查和维护，防止给煤机等设备因温度高或煤湿块煤而频繁跳闸，影响机组运行，针对雨水较多，入炉煤水分大，易造成给煤机断煤，煤仓蓬煤的现象，专业霍桑要，加强人力安排，保证及时疏松处理。加强捞渣机、空压机、检查和日常维护，加强重要辅机的检查，保障重要辅机的正常运行。检查所有吹灰器的运行情况，应无枪管变形、支撑松动的等现象，防止因卡涩而不能退出炉膛等意外事故的发生。加强化学监督，如机

9、组漏氢的检测等，加强对主变、高厂变和启备变的巡视和变压器油的试验和分析。加强室外设备皮带机、斗轮机、翻车机下部皮带给煤机的维护检查，尽快修复故障推煤机械，确保输煤系统工作正常。加强供油泵的维护，保证三台泵的相互备用，提供安全用油需要。对设备可能出现的问题，进行事故预想，保证在设备出现异常时，人员能快速投入现场实施抢修，保证检修安全和缺陷的及时处理。四、机组跳闸保证汽轮机安全停运措施机组跳闸后检查汽轮机转速下降，各高中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门关闭；检查交流润滑油泵联启正常，否则手动启动，润滑油压正常，交流润滑油泵故障时启动直流润滑油泵；立即手动关闭低旁，关闭汽机侧所有疏水，保持再热

10、汽压力，密切关注辅汽联箱及轴封供汽压力及温度，检查冷再至辅汽联箱调门正常,若故障通知技术支持部立即处理； 立即关闭辅汽联箱至除氧器、厂前区、炉侧用汽总门。如辅汽联箱压力不能维持（0.4MPa），立即停运真空泵，打开凝汽器A、B侧真空破坏门，破坏真空，防止汽缸轴封处进冷气引发转子弯曲事故；汽轮机转速2000rpm时检查顶轴油泵联启正常，联锁投入正常，否则手动启动；及时调整主机润滑油温；汽轮机转速到0投入盘车，退出轴封，监视盘车电流及偏心，进行汽轮机本体听音检查。热机操作票单位：发电部 编号： 操作开始时间： 年 月 日 时 分，操作终结时间： 年 月 日 时 分。操作任务： 机组跳闸极热态快速恢

11、复操作票（单机运行）序号危险点预控机组跳闸后处理及启动过程中防止轴封供汽中断，若经多方采取措施无效，轴封供汽不能保证，应立即停运真空泵，打开真空破坏门，破坏真空，防止汽缸轴封处进冷气。根据机组启动需要，及时安排启动锅炉点火。汽轮机冲转时主、再热蒸汽温度必须与汽轮机缸温相匹配。汽机冲转过程中注意加强机组声音、各轴承振动、轴向位移、胀差、轴承金属的监视。尽快恢复锅炉点火工作，并做好启动锅炉点火准备。优先选择C层大油枪点火。步骤操作项目操作时间单台机组运行中突然跳闸，应密切关注辅汽联箱及轴封供汽压力及温度。首先检查冷再至辅汽联箱控制阀在机组跳闸、四段抽汽电动门联锁关闭、辅汽联箱压力降低后，冷再至辅汽

12、联箱调阀联锁开启， 否则立即手动开启维持辅汽联箱及轴封供汽压力及温度，尽快关闭辅汽联箱至除氧器、厂前区、炉侧用汽总门。检查锅炉给水电动门及旁路电动门关闭，及时启动电动给水泵再循环门全开运行，开启电泵出口门保持给水母管压力大于6MPa，向高旁提供冷却水源，及时手动微开高旁保证再热冷段汽源，确认凝汽器真空正常（真空低闭锁开启高、低压旁路），适当开启高旁维持冷再热蒸汽压力和温度正常。检查汽机侧主、再热汽管道及阀体疏水气动门联动开启时，及时关闭。检查低旁没有开启，否则立即手动关闭，保持冷再热汽压力，间接保持轴封供汽压力及温度正常。得到值长 机组极热态启动命令。确认机组跳闸后，检查影响机组极热态启动的因

13、素均已消除，已具备极热态启动条件。检查所有附属系统运行正常。吸、送风机吹扫锅炉10分钟后保持小风量运行，MFT信号复归后，尽快建立炉前油循环。确认锅炉具备点火条件，制粉系统能够快速启动时，适当开启高旁和低旁阀缓慢泄压至主汽压力11.8MPa，再热蒸汽压力1.5MPa。锅炉适当上水，分离器水位正常后，启动炉水泵建立启动循环流量，尽量保持小溢流阀小开度，锅炉快速投运C 或B层油枪及制粉系统，加快投粉速度，尽量减缓锅炉水冷壁温降速度，待壁温回升后根据极热态启动曲线升温升压，及时启动第二套制粉系统增加燃料量。启动磨煤机前根据辅汽联箱压力对制粉系统进行惰化，防止磨煤机爆燃。锅炉点火后及时联系投入空预器吹

14、灰（使用屏过后蒸汽）及声波吹灰。锅炉升温升压速度严格按照热态启动曲线进行。汽温升降速率不超过1.5/min。确认高、低压扩容器减温水开启并投入自动。确认低负荷喷水门开启并投入自动。确认低低旁三级减温水门开启。锅炉燃烧正常后将发电机恢复冷备用。待主蒸汽压力及温度稳定后，开启汽机侧主、再热汽管道、阀体、各段抽气管道疏水手动、气动门，逐步投入除氧器加热。若机组跳闸后，经多方采取措施无效，轴封供汽不能保证，应立即停运真空泵，打开真空破坏门，破坏真空，防止汽缸轴封处进冷气。根据机组启动需要，及时安排启动锅炉点火，期间进行相应其他操作。当烟温达580时，检查烟温探针自动退出正常。检查主机油箱油位正常 mm

15、， 排烟风机运行正常，主油箱内负压在100Pa以上，排烟风机联锁投入。(在排烟风机出口未加出口逆止门的情况下，由于风门原因，排烟风机联锁暂不投入)检查交流辅助润滑油泵运行正常，电流 A，应103 A，各轴承回油正常，系统无泄漏，润滑油母管压力 MPa， 应0.262MPa（DCS），直流事故油泵联锁投入。检查启动油泵运行正常，电流 A，应84 A，系统无泄漏，主油泵出口母管压力 MPa，在1.372MPa(DCS)。根据油温情况，投入冷油器冷却水自动调节，维持油温在3540之间。检查发电机密封油系统运行正常，油氢压差0.056MPa，实际为 MPa。润滑油至密封油系统紧急供油手动阀开启备用，直

16、流密封油泵联锁投入。检查发电机氢气系统运行正常，氢压 MPa，氢气纯度在96%以上，实际 %，氢气干燥器运行正常。检查发电机定冷水系统运行正常， 定子冷却水泵运行，电流 A，应84 A，定冷水进水压力在0.20.25MPa之间，实际为 MPa，流量在90t/h左右，实际 t/h。 检查主机盘车及顶轴油泵运行正常，顶轴油供油母管油压 MPa，在15MPa左右，各轴承顶轴油压正常，并做好记录，油泵联锁投入，盘车电流正常，应31.6A，实际 A，无晃动。机组各轴承、轴封处及汽缸内无摩擦声，轴承金属温度及回油温度正常。各轴承对应的顶轴油压正常。轴承单位#3瓦#4瓦#5瓦#6瓦#7瓦#8瓦实际值MPa检

17、查转子偏心度 mm（0.075mm）。确认EH油箱油位正常 mm。EH油温正常，应大于20，否则应投入电加热器运行。确认 EH油泵运行正常，EH油压在11.20.2MPa，实际 MPa，系统无泄漏， EH油泵联锁投入。确认 A小机油系统运行正常，调节油压 MPa，润滑油压 MPa。确认 B小机油系统运行正常，调节油压 MPa，润滑油压 MPa。汽机冲转前，提升蒸汽参数期间，通过本机冷再来的辅汽联箱汽源将一台汽泵冲转至800rpm暖机。检查汽机各项保护投入正确：1）低压缸排汽温度高保护。2)润滑油压低保护。3) TSI超速保护。4）EH油压低保护。5）低真空保护。6)安全油压低保护。7）低旁50

18、%（负荷50%，且高旁全关）保护。8）轴向位移保护。8）高、低压缸差胀保护。9）支持轴承金属温度高保护。10）高排金属温度高保护。11）汽轮发电机轴振高保护。12）MTS动作保护。13）发电机跳闸保护。14）锅炉主燃料跳闸保护。15）远方停机按钮保护。16）发电机断水保护。检查汽机冲转参数符合要求：主汽压力10 MPa，实际 MPa。主汽温度500，实际 ，不低于高压缸最高金属温度50。再热汽压力1.1 MPa，实际 MPa。再热蒸汽温度480，实际 。不低于中压缸最高金属温度50。凝汽器真空87KPa以上，实际 KPa。盘车运行正常。转子偏心0.075mm。主机润滑油温40左右。确认汽机TS

19、I各项参数指示正常：高中压外缸中压进汽处上半内、外壁温 / 。高中压外缸中压进汽处下半内、外壁温 / 。高压内缸下半内、外壁温 / 。轴向位移为 mm，应-1.05mm，+0.6 mm。高中压缸胀差 mm，应在-5.3mm，+10.3 mm mm之间。低压缸胀差 mm，应-4.6mm，+19.8 mm在之间。左/右侧绝对膨胀为 / mm。汽轮机轴承金属温度、回油温度等参数在正常范围内。检查确认高、低压疏水联锁开关投入。汽机冲转(汽机冲转时检查盘车脱开正常，否则立即打闸停机，手动脱开)(升速中注意监视TSI画面各参数正常)选择“报警复位”，按“执行”。选择“汽机复位”，按“执行”，则中压主汽门自

20、动开启。点击“启动方式”按钮，选择“中压缸”启动方式。点击“阀位限制”，将限制值设定为“100%”。点击“目标转速”，选择“3000r/min”。点击“升速率”，选择“300r/min/ min”汽机开始冲转。检查顶轴油泵在2000r/min时联跳正常，投入备用。升速过程中严格控制机组的振动符合要求，当有异常立即查明原因并进行处理。过临界转速时瓦振不大于0. 1mm，轴振不大于0.25mm，否则立即打闸停机。严禁强行通过临界转速或降速暖机。汽轮机冲转过程中，注意监视密封油母管压力，及时调整不小于0.8 MPa。升速过程中监视汽轮机振动、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度等参数在正常范围内。

21、汽轮机3000r/min定速后，确认主油泵出口油压1.372MPa且润滑油压正常: MPa，停运启动油泵和辅助润滑油泵，投入备用。全面检查情况正常后，汇报值长，准备并网。发电机并网前确认机组主控负荷限制低限0MW，高限600MW。按照发电机自动准同期并网操作票执行发电机并网操作。发电机并网成功，自带30MW负荷，注意监视主、再热蒸汽温度及机组振动的变化情况。投入“联关主汽门”保护压板。检查发电机出口电压及6KV母线电压正常,必要时手动调节励磁。发电机并网后按极热态启动曲线暖机和接带负荷。负荷MW30120180300400480600升负荷率MW/min306915151515主汽压力MPa1

22、01010125按照滑压曲线再热汽压力MPa1.11.12.21主汽温度510530538538538538再热汽温490510566566566566退出封闭母线电加热运行。调整发电机氢冷器冷却水，维持冷氢温度在451。确认定子冷却水温度自动控制正常。机组30MW负荷检查无异常，进行汽轮机切缸：在汽机控制面板中点击“升负荷”，在操作端上点击“开始”，按“执行”（目标负荷120MW，升负荷率30MW/min），中压调节阀开启至80时高压调节阀开始开启，汽机切缸开始，注意高旁动作情况，保持主汽压力稳定(切缸过程中检查高排逆止阀开启正常，密切注意高排金属温度变化，大于420停机)。负荷达60MW时

23、，确认以下疏水阀正常关闭：主汽母管疏水和高旁管道疏水阀。左、右高压主汽阀前疏水。左、右高压主汽阀阀体和阀座疏水阀。高压调节阀导汽管疏水阀。机组负荷达120MW，高、低旁控制阀逐渐关闭至全关，汽机切缸完成。手操汽机调门开度，汽轮机逐渐升压。负荷达到120MW后，确认机组以下疏水阀关闭：左、右中联阀前疏水阀左、右中联阀阀座疏水阀。再热热段、冷段母管疏水阀。高排逆止阀前后疏水阀。机组负荷达到150MW后，从低到高顺序开启汽机抽汽电动阀，依次投入#3、#1、#1高压加热器汽侧运行，控制各高加出水温升率3/min。机组负荷以3MW/min升至160-180MW，给水由旁路切换为主路运行(切换过程中密切监

24、视给水流量及贮水箱水位)。并入一台汽泵与电泵并列运行，机组继续升负荷。根据机组带负荷情况，及时投运第三套制粉系统。随着负荷的增加，检查机组负荷292MW或贮水箱水位（因负荷增加）低炉水循环泵跳闸，此时省煤器入口流量已远大于锅炉断水保护流量，锅炉转入纯直流运行，湿态转干态运行参数，给水流量： t/h，省煤器流量： t/h，主蒸汽流量： t/h。（并将参数计入日志中）。当四段抽汽压力达0.7 MPa，可把辅汽联箱切为四段供汽，再热冷段汽源控制阀设定压力0.6MPa投自动备用。机组负荷300MW，并入第二台汽动给水泵运行，电泵勺管位置35%，投入联动备用。#3高加疏水压力大于除氧器压力0.3 MPa

25、时，将高加疏水倒至除氧器。除氧器汽源由辅助蒸汽切为至四抽。逐步退出全部油枪。退出空预器连续吹灰。联系投入电除尘高压柜运行，投入脱硫系统运行。投入机组CCS控制方式。将空预器密封调整装置手动调至合适位置（#1机组）。通知化学改除氧为加氧运行方式，关闭除氧器排氧门。将汽泵汽源切为四段抽汽供汽，再热冷段汽源备用(切换时注意汽源压力相近，尽量减少对汽泵及给水的扰动 )。机组负荷400MW，将发电机氢压补至额定值0.414MPa。机组负荷420MW，进行主汽调阀切换，切换至新的滑压曲线。机组负荷450MW，可根据需要投运第四套制粉系统。负荷达到450MW后，视锅炉运行情况可进行锅炉全面吹灰。负荷达到54

26、0MW后，主汽压力达到额定值，对机组汽水系统做全面检查。负荷达到600MW负荷后，全面检查、调整机组各系统，使机组处于正常运行状态。操作完毕汇报值长。操作人： 监护人： 主值： 值长： 第 至 项 值执行，操作人： ，监护人： 。第 至 项 值执行，操作人： ，监护人： 。机组并网36小时后按照阀门排查表检查阀门内漏情况# 机组启动后各疏、放水门内漏检查项目阀体温度内漏判断1主汽管道三通前疏水2主汽管道三通后疏水3左侧主汽阀上阀壳疏水4左侧主汽阀下阀壳疏水5右侧主汽阀上阀壳疏水6右侧主汽阀下阀壳疏水7高压导汽管疏水8一段抽汽逆止阀前疏水9一段抽汽逆止阀后疏水10一段抽汽电动阀后疏水11BDV阀

27、入口管道疏水12二段抽汽逆止门后疏水13二段抽汽电动门后疏水14高排逆止阀前疏水15高排逆止阀后疏水16冷再至辅汽联箱电动门前疏水17冷再至A小机供汽电动门前疏水18冷再至A小机供汽电动门后疏水19冷再至B小机供汽电动门前疏水20冷再至B小机供汽电动门后疏水21左侧联合汽门前疏水22右侧联合汽门前疏水23低压旁路疏水24三段抽汽逆止门前疏水25三段抽汽逆止阀后疏水26三段抽汽电动阀后疏水27四段抽汽第一逆止阀前疏水28四段抽汽第一逆止阀后疏水（带疏水器）29四段抽汽第二逆止阀后疏水30四段抽汽至除氧器电动门后疏水31四段抽汽至辅汽联箱电动门前疏水32四段抽汽至小机供汽管道疏水33四段抽汽至A小

28、机电动门后疏水34四段抽汽至B小机电动门后疏水35五段抽汽逆止门前疏水36五段抽汽逆止阀后疏水37五段抽汽电动阀后疏水38六段抽汽逆止门前疏水39六段抽汽逆止阀后疏水40六段抽汽电动阀后疏水41辅汽联箱疏水器旁路42辅汽联箱疏水至地沟手动门43辅汽至小机供汽管道至地沟手动门44辅汽至小机供汽管道至凝汽器节流孔板旁路手动门45#1高加汽侧放水门46#1高加汽侧放水门47#3高加汽侧放水门48#1高加进水管路放水门49#1高加进水管路放水门50#3高加进水管路放水门51#1高加出水管路放空气门52#1高加出水管路放空气门53#3高加出水管路放空气门54#1高加水侧化学清洗手动门55#1高加水侧化学清洗手动门56#3高加水侧化学清洗手动门57#1高加正常疏水电动门后放空气门58#1高加正常疏水电动门后放空气门59#3高加正常疏水电动门后放空气门60#1高加事故电动门61#1高加事故电动门62#3高加事故电动门63#1高加事故疏水电动门后放水门64#1高加事故疏水电动门后放水门65#3高加事故疏水电动门后放水门66#5低加汽侧放水门67#5低加正常疏水管路放水门68#5低加事故疏水气动门69#5低加