保机组、保供热安全技术措施方案

保机组、保供热安全技术措施1锅炉灭火1.1灭火后处理：1.1.1当锅炉发生灭火，集控人员要沉着冷静，稳中要快，切勿慌张。尤其值长、机长要把握重点环节，做好重要操作监护工作，热工配合迅速确定动作原因。1.1.2汽机根据负荷及主汽压力快速减负荷，变负荷率设定时，可长按增加、减少键变负荷率翻倍增加、减少。当机组负荷在300MW以上工况时，应以100MW-150MW的速率快速减负荷，在减负荷过程中根据主蒸汽压力下降速度及时调整降负荷率，严禁出现高压低温现象。当负荷减至80MW时，减负荷率不得超过20MW/min,当负荷减至20MW时，减负荷率不得超过5MW/mino注：1、负荷不要低于5MW,防止逆功率保护动作，逆功率保护动作值一3MW。2、减负荷过程中严禁开启高、低旁。3、监视高压缸透平压比变化，在较低的负荷工况尤其注意。1.1.2关闭供热抽汽快关阀、逆止阀、供热总门，停止热网疏水泵。1.1.3保水位。锅炉灭火后，先保汽包水位，杜绝汽包满水、汽轮机水冲击或汽包干锅事故。（灭火后汽包虚假水位，先下降后迅速上升，操作员应快减运行电泵勺管，待水位上升速度减缓开始下降时，再适当增加勺管，保持水位一lOOfnini,适当开启给水泵再循环）。1.1.4燃烧调整人员检查MFT保护联动正常，减温水总门联关，制粉系统、一次风机跳闸，确认火焰电视、等离子电视无火。检查灭火首出，如无影响点火条件时，及时启动吹扫。（注：当强制吹扫时，值长仍要把握通风吹扫时间，防止锅炉爆燃）。1.1.5及时调节送、引风，降总风量至400Km3/h左右，维持锅炉蓄热，减缓汽溫下降速度。1.1.6将辅汽汽源倒至邻机带，若单机运行当负荷低于66MW时，将汽封汽源切换至冷再汽源，调整轴封压力IO6-116kpa,轴封供汽温度在121-177C,关闭冷再至辅汽电动阀、调节阀，并通知启动炉提高温度、压力，温度数大于260C,压力不低于0.6Mpa1.1.7倒厂用。将6KV工作电源倒至备用电源，防止机组跳闸后，快切装置不能正常动作，造成厂用失电。（注：必须两人进行，有专人监护）1.1.8灭火后要及时联系相关部门人员当场，点火前必须联系热工人员在工程师站解除汽包水位保护。点火后，加强汽包水位调节和监护，彳故好虚假水位干扰严重的心理准备。1丄9负荷低于66MW,主汽温團軒480C时，开启主蒸汽管道疏水；全开高、低加热器事故疏水阀，保持低水位运行；幵启低压缸喷水调阀，保持低压缸排汽温度不大于90C。1.1.10调节机组背压，冬季运行当背压低于8kpa时停止全部或部分空冷岛风机。1.1.11严密监视TSI参数，重点是机组振动、轴向位移、胀差、缸温等，发现异常立即汇报，达到跳闸值立即打闸停机。1.1.12监视调节除氧器、排汽装置水位，保持排汽装置水位不低于1900mm,最高不高于2500mm；并调整凝结水压力正常，检查凝结水再循环正常开启。1.1.13灭火后因为设备或其它原因，不能及时点火时，需一段时间处理时，要及时开启旁路系统暖管门，进行旁路暖管，以备在汽温低时，能够通过旁路拉高汽温，减少汽轮机进冷汽量。1.1. 14派专人调整润滑油温，油温保持在3845C。1.2点火恢复：1.2. 1锅炉吹扫结束，等离子进行拉孤，检查A层（B层）等离子启弧电流290A左右，启弧电压280V左右，检查就地载体风压力67KPa之间。1.2.2磨煤机打通风道，防止一次风系统超压，膨胀节损坏。（开煤阀、开磨煤机冷风调门、混风调门、混风关断门）。1.2.3启动密封风机，启动一次风机，调整一次风压5.5KPa,密封风母管压力8.5KPao点火时控制二次风压在0.70.8KPa，总风量在400KM3/ho1.2.4调整A.B磨岀口温度正常，开启磨煤机混风调门，控制磨煤机出口一次风压在0.8KPa、一次风速在1417m/s之间，提升磨相，启动磨煤机甩渣一分钟，启动给煤机，降磨戒（防止制粉系统爆炸）。启动磨煤机点火，初始煤量1（T15T。1.2.5调整将要启动层（A或B）燃烧器风门周界风、辅助风在20%25%。1.2.6点火时，汽包水位保持低水位，可调至一200100mm。1.2.7点火后，要检查炉膛和等离子电视是否有火，若确认无火，立即手动MFT。1.2.8点火后，根据主汽压力变化速度，缓慢增加负荷，但要严密监视DEH、TSI、ETS所有参数，如发现振动、瓦振、轴位移变化时，立即停止加负荷。1.2.9点火正常后及时调整风量、粉量，保持炉升温、升压速度、负荷变化平稳。1.3点火后主、再热汽温的控制：1.3. 1灭火后，首先选择B磨启动，加煤量至15T/H,调整燃烧稳定。1.3.2锅炉点火正常、强化燃烧时，要防止虚假水位造成汽包水位突升，引发二次灭火事故。1.3.3第一台磨煤机煤量加至30吨/小时以上时，方允许启动第二台磨煤机。启动时，要求先开煤阀、开混风门、开冷风门进行磨组通风，提磨相，待条件运行后，方可启动磨煤机，甩渣3分钟以上（防止磨煤机、粉管内积存煤阀造成锅炉爆燃事故）。1.3.4点火正常后，调整二次风门开度，开启AA层、运行磨的周界风门开度至40%,关小上层二次风门至20%o1.3.5锅炉点火正常后，需加强锅炉主、再热汽温监视。炉侧后屏过出口蒸汽温度低于480C时，禁止开启一级减温水各门。炉侧主汽温度未达到500C,禁止开启过热器二级减温门。炉侧屏再出口蒸汽温度低于470C时，禁止开启再热器减温水各门。1.3.6锅炉点火正常后，主汽压力、温度升高、注意控制机组负荷在在20-30MW和30MW之间，保持蒸汽温度稳定上升。当炉侧主蒸汽和再热器温度没有明显升高，主蒸汽和再热蒸汽温度没有达到500C以上时，禁止带负荷运行。1.3.7锅炉点火正常后，为了维持蒸汽温度，需要及时增加上磨组的煤量，迅速恢复主、再热蒸汽温度。1.3.8锅炉灭火后，船长和值班长应充分发挥指挥协调作用，在保证机组和设备安全的情况下，进行平稳有序的恢复，确保机组安全。2机组异常跳闸处理2.1汽轮机跳闸时，集控人员应沉着、平稳、快速，不要惊慌。特别是值长和队长要抓住关键环节，做好重要作业的监控，配合热工迅速确定动作原因。2. 2检查各段主汽门、调速汽门、高位排气逆止阀、电动抽汽门、逆止阀、左右两侧加热抽汽快关门关闭（加热状态），机组转速下降，发电机断开，锅炉MFT。2.3检查大机交流油泵已启动，润滑油压力大于0.13兆帕，否则立即手动启动交流油泵和DC油泵。2.4停运热网疏水泵。2.5检查机组第一次跳闸的原因，原因不明时，严禁复位第一次跳闸,严禁挂闸冲汽轮机。2.6将辅助蒸汽的蒸汽源注入相邻的机器皮带。单机运行时，将汽封汽源切换为冷供，调整轴封压力至106116kpa,轴封供汽温度在121177C之间。关闭辅助蒸汽冷供应电动阀和调节阀，通知启动炉升温、升压、升温。度数大于260C,压力不低于0.6Mpa2.7快切装置动作，将6KV工作电源切至备用电源，检查6KV母线电压正常。2.8打开温水阀，进行低压缸喷水、该疏水扩容减压和事故疏水。2.9调整除氧器和排汽装置的水位，保持排汽装置的水位不低于1900mm,不高于2500mm；调节冷凝液压力至正常，检查冷凝液再循环阀是否正常开启。2.10旁路暖管，开低侧防止再热器超压，严禁开高侧。2.11关闭主、再热蒸汽管道的疏水气动阀门（手动阀门现己关闭），打开内外缸疏水阀门和蒸汽导管。2.12当转速降至1500转/分时，应启动顶轴油泵，否则应立即手动启动。2.13切断除氧器蒸汽源至辅助蒸汽。2.14转子静止后，开始盘车，检查盘车电流正常，电流无波动。2.15派人调整润滑油温度，保持油温在38-45Co2.16调节机组背压，冬季运行背压低于8kpa时，停止全部或部分空冷岛风机。2.17密切监视TSI参数，重点是润滑油压力、顶轴油压、气缸温度等。，发现异常立即汇报，并釆取措施防止汽缸进水和冷汽。2. 18在排除不影响机组启动的原因后，尽快恢复锅炉点火。3热网加热器泄漏处理3. 1若机组汽水指标超标，应立即将相对应的加热器疏水倒至固定排，减少机组的加热蒸汽流量，并联系化学对加热器疏水水质进行取样和检测。4.2降低循环水流量不超过7500T/Ho4.3隔离泄漏加热器汽、水侧，做好安全措施，立即联系检修进行加热器堵漏。4热网循环水压力缓慢下降处理4.1加大补水泵流量，压力仍低时启动备用补水泵。4.2检查热网除氧器水位及补水泵运行情况，若因为热网除氧器水位低造成，应立即通知化学启动淡水泵向除氧器补水，同时开启消防水至热网补水手动门。4.3检查机组汽水指标是否正常，若汽水指标严重超标，应立即将对应加热器疏水倒至定排，降低该机组供热蒸汽流量，同时联系化学进行取样化验加热器疏水水质。4.4检查循环水管道及管道上所有的阀门是否误开或冻裂。4.5询问热力公司并向其说明原因，若二级站有操作应立即停止，当压力补至正常后，方可允许再次操作，但操作时必须得到值长许可。4.6若系统大量补水后压力仍在下降，应及时关小加热器进汽门，降低供热温度，降低循环水流量。5热网加热器及疏水管道振动处理5.1检查热网加热器是否无水位运行，同时检查疏水泵运行情况，若疏水泵发生汽化立即调整加热器水位并调整疏水泵运行频率。5.2检查热网循环水泵运行是否正常，供、回水压力及流量是否存在大幅波动，否则立即关小加热器进汽门，开启加热器水侧放空气门，待振动消失后缓慢恢复至正常。5.3当机组增加负荷较多时，应及时调整加热器进汽量，防止加热器产生水塞而发生振动。5.4若加热器及管道发生剧烈振动，并严重危胁设备安全时立即停运加热器汽侧。6换热站大面积停运6.1发生热网回水温度快速上升时，立即关小供热总门，控制循环水回水温度不超过70C,各加热器出口水温不超过130C。6.2当换热站跳闸设备投运后，根据供、回水温度缓慢开大供热总门。6.3供热抽汽量减小后，应适当开大中压缸排汽蝶阀。6.4询问二级站设备跳闸原因，并做好记录。7热网疏水泵跳闸处理7.1当环境温度很低，热网供热负荷较大时，每台机组需两台热网疏水泵并联运行，若跳闸一台，备用泵未联启，应立即降低供热蒸汽流量至250T/H以下，同时加大运行泵出力，控制加热器水位在正常范围内。7.2若热网疏水泵全部跳闸，立即停运热网加热器汽侧，同时全开中压缸排汽蝶阀。当加热器水位高于+800mm时，联开危急疏水。7.3适当开大中压缸排汽蝶阀，防止中压缸末级叶片过负荷，同时调整机组负荷稳定，监视机组背压情况。7.4调整机组除氧器水位在正常范围内。8循环水泵跳闸处理8.1热网正常运行时循环水泵四台运行，一台备用，当发生一台循环水泵跳闸时，立即关小供热蒸汽总门，降低供热蒸汽流量，同时调整供热循环水量7000-7500T/Ho启动备用循环水泵，缓慢调整供热循环水量及供水温度正常，并查找循环水泵跳闸原因。8.2当发生两台循环水泵跳闸时，立即关闭供热蒸汽总门，同时调整供热循环水量4500-5000T/Ho启动备用循环水泵，缓慢调整供热循环水量7000-7500T/H,再缓慢提高供热温度至正常，但供水温度不超130C,回水温度不超70Co8.3当循环水泵全部跳闸后，立即关闭供热蒸汽总门，查找循环水泵跳闸原因，尽快恢复循环水泵运行。恢复时先恢复加热器水侧运行正常后，再恢复加热器汽侧运行。8.4发生以上情况时及时汇报热力公司领导。9供热蒸汽管道爆破9.1立即启动城市供热中断事故预案，汇报相关领导及检修人员，组织人员进行抢修。9.2启动凝输泵加强机组补水，密切注意排汽装置水位变化。9.3缓慢关闭液压供热总门，同时缓慢开启中压缸排汽液控蝶阀至全开位，加强监视机组背压，处理过程中避免机组负荷大幅波动。9.4停止热网疏水泵。9.5关闭左、右侧供热快关阀及逆止阀，关闭热网加热器进汽电动门，断开电源、气源、关闭快关阀控制油源并做好安全措施。9.6若供热蒸汽管道破裂严重，严重危胁机组安全运行，应立即停运热网加热器汽侧，并做好安全措施。9.7汇报热电公司及热力公司领导。10热网一次循环水管道泄漏处理10.1热网一次水管道泄漏后，立即加大补水，启动热网补水泵，并开启消防水补水手动门，维持回水压力不低于0.IMpa。10.2立即启动城市供热中断事故预案，汇报相关领导及检修人员，组织人员进行抢修。10.3立即通知热力公司全管线进行检查，令其停止各换热站所有一补二阀门，同时进行厂区内一级管网检查。10.4若经大量补水回水压力仍在降低，立即关小供热抽汽总门，控制供水温度不超80C,降低循环水流量至5000-6000T/H，做好随时停运热网汽、水侧的准备。10.5缓慢开启中压缸排汽蝶阀，控制机组负荷稳定，并监视机组背压的变化。10.6若回水压力降至0.05Mpa,关闭#1、2机供热抽汽总门，开启供热蒸汽管道疏水门，停止热网疏水泵。10.7若回水压力降至0Mpa,停运热网循环泵运行，停止热网补水，并加强中水池蓄水工作。9.10.8热力公司查找到泄漏点后，立即进行隔离，隔离完毕后通知集控值长，进行热网系统补水。10.9若泄漏点发生在厂区内部应立即进行系统隔离或带压堵漏工作，尽快消除漏点。10.10漏点消除后，当回水压力补至0.1Mpa时，缓慢逐个启动热网循环泵运行，并按要求投运热网加热器汽侧。供热系统运行中的检查1. 热网补水除氧器正常水位维持在1800mm-2150mmo2. 注意热网供回水温度、压力、流量、热量的监视，要特别监视供水流量、回水流量、总热量等参数，当表计失灵时及时联系热工处理。3. 注意各管道焊口、法兰、阀门盘根有无泄露、渗漏现象，保持各地沟清洁，排污坑不积水。4. 循环水泵及疏水泵电流不超过额定值，出口压力、电动机温度、振动应正常，盘根不发热，回水畅通，轴承内部无异音，备用泵处于良好的备用状态。5. 检查循环泵、疏水泵轴承油位正常，油质良好，无渗漏现象.检查电动机接地线完整。6. 城市供热回水旋转滤网进、出口差压小于0.2Map。定期进行旋转滤网排污工作，操作时先将回水压力补至0.25-0.3Map,然后开启排污门至1/4.1/3进行排污，操作结束后旋转滤网控制柜停电，每天上午班进行一次。7. 热网回水温度不超过65C,回水压力0.15-0.3Mpa之间，供水温度不超130C,供水压力最高不超过1.IMapo8. 机组正常运行时，密切监视汽水指标变化，当指标发生变化时，认真分析原因，及时隔离系统，防止指标恶化。9. 确保热网安全稳定运行，杜绝人为误操作或监盘不到位等原因造成的热网停运，热网设备损坏事故，操作时必须有监护人。10, 热网加热器严禁无水位运行，正常运行时水位保持在200-500mmo11. 城市供热快关门、逆止门、供热总门、加热器危急疏水门动作正常，影响到城市供热的缺陷及时联系消缺。