wordQ/GDDSRD国电某某某某热电某某2011-10-1实施2011-09-10发布国电某某某某热电某某企业标准保机组、保供热安全技术措施 初审： 编写： / 标准控制表版本编号签发日期下次复核日期编写人初审人会审人复审人批准人有否修订A/0娄跃明A/1版修订改动内容：监视实施与完善检查人监视实施与完善执行人保机组、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X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汽机根据负荷与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与时调整降负荷率，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/min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－3MW2、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－100~0mm，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，与时启动吹扫〔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与时调节送、引风，降总风量至400Km3/h左右，维持锅炉蓄热，减缓汽温下降速度1.1.6将辅汽汽源倒至邻机带，假如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106－116kpa，轴封供汽温度在121-177℃，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，温度大于260℃，压力不低于0.6Mpa。
1.1.7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：必须两人进展，有专人监护〕1.1.8灭火后要与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，做好虚假水位干扰严重的心理准备1.1.9负荷低于66MW，主汽温度低于480℃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；开启低压缸喷水调阀，保持低压缸排汽温度不大于90℃1.1.10调节机组背压，冬季运行当背压低于8kpa时停止全部或局部空冷岛风机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灭火后由于设备或其它原因，不能与时点火时，需一段时间处理时，要与时开启旁路系统暖管门，进展旁路暖管，以备在汽温低时，可以通过旁路拉高汽温，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38－45℃。
1.2点火恢复：1.2.1锅炉吹扫完毕，等离子进展拉弧，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6～7KPa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8.5KPa点火时控制二次风压在0.7～0.8KPa，总风量在400KM3/h1.2.4调整A、B磨出口温度正常，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14～17m/s之间，提升磨辊，启动磨煤机甩渣一分钟，启动给煤机，降磨辊〔防止制粉系统爆炸〕启动磨煤机点火，初始煤量10~15T1.2.5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－200~－100mm1.2.7点火后，要检查炉膛和等离子电视是否有火，假如确认无火，立即手动MFT1.2.8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点火正常后与时调整风量、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、开冷风门进展磨组通风，提磨辊，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％1.3.5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480℃时，禁止开启一级减温水各门炉侧主汽温度未达到500℃，禁止开启过热器二级减温门炉侧屏再出口蒸汽温度低于470℃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20－30MW间，保持汽温稳定升高，在炉侧主汽、再热器温度无明显升高，主、再热汽温未达到500℃以上时，机组禁止加负荷1.3.7锅炉点火正常后，为保持汽温，要与时增加上排磨组煤量，快速恢复主、再热汽温。
1.3.8锅炉灭火后，机长、值长要充分发挥指挥、协调的作用，在确保机组、设备安全的情况下，要做到平稳、有序的恢复，确保机组安全2 机组异常跳闸处理2.1当发生汽机跳闸，集控人员要沉着冷静，稳中要快，切勿慌X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2.2检查主汽门、调速汽门、高排逆止门、各段抽汽电动门与逆止门、左右侧供热抽汽快关门关闭〔供暖工况〕，机组转速下降，发电机解列，锅炉MFT2.3检查大机交流油泵联启，润滑油压大于0.13Mpa，否如此立即手动启动交、直流油泵2.4停运热网疏水泵2.5检查机组跳闸首出原因，原因不明，严禁复位跳闸首出，严禁汽机挂闸、冲车2.6将辅汽汽源倒至邻机带，假如单机运行将汽封汽源切换至冷再供，调整轴封压力至106~116kpa之间，轴封供汽温度在121-177℃之间，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，温度大于260℃，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开启低压缸喷水、本疏扩、事故疏水扩减温水门2.9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。
2.10旁路暖管，开低旁防止再热器超压，严禁开启高旁2.11关闭主、再热蒸汽管道疏水气动门〔现手动门已关闭〕，开启内外缸与导汽管疏水门2.12转速降至1500rpm，顶轴油泵联启，否如此应立即手动启动2.13将除氧器汽源切至辅汽2.14转子静止后启动盘车，检查盘车电流正常，电流无波动现象2.15派专人调整润滑油温，油温保持在38－45℃2.16调节机组背压，冬季运行当背压低于8kpa时停止全部或局部空冷岛风机2.17严密监视TSI参数，重点是润滑油压、顶轴油压、缸温等，发现异常立即汇报，并做好防止汽缸进水、进冷汽的措施2.18不影响机组启动的原因消除后，尽快恢复锅炉点火3 热网加热器泄漏处理3.1机组汽水指标超标，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，同时联系化学进展取样化验加热器疏水水质4.2降低循环水流量不超过7500T/H4.3隔离泄漏加热器汽、水侧，做好安全措施，立即联系检修进展加热器堵漏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与补水泵运行情况，假如由于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，假如汽水指标严重超标，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，同时联系化学进展取样化验加热器疏水水质4.4检查循环水管道与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，假如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假如系统大量补水后压力仍在下降，应与时关小加热器进汽门，降低供热温度，降低循环水流量5热网加热器与疏水管道振动处理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，假如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、回水压力与流量是否存在大幅波动，否如此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，应与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假如加热器与管道发生剧烈振动，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70℃，各加热器出口水温不超过130℃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，假如跳闸一台，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X围内7.2假如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X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。